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Num longo papo de uma hora e meia, os diretores da Petrobras, Fernando Borges (E&P) e João Henrique Rittershaussen (Desenvolvimento da Produção) falaram ao PetróleoHoje. Após alguns adiamentos por conta da da indicação de Caio Paes de Andrade, a dupla de executivos detalhou os planos da companhia para as duas áreas, comentando sobre campanhas de perfuração, cronograma de operação dos novos sistemas, novas contratações, possíveis bloqueios de fornecedores, desfecho da situação da Sete Brasil, impactos da guerra da Ucrânia e muito mais.

A Petrobras está no centro do furacão, às vésperas de uma mudança na Presidência e no Conselho de Administração, havendo ainda ameaça de troca da Diretoria. Qual avaliação dos srs. sobre o cenário atual o impacto disso para a companhia? Os srs. pretendem permanecer nos cargos?

JR – Eu não vou comentar esse assunto.

FB – A companhia tem uma carteira de projetos fantástica e nós estamos tocando os negócios da empresa. A vontade é de cumprir o mandato que a gente teve quando foi eleito, que é de dois anos. Estamos aqui tocando a companhia com essa carteira fantástica e é vida que segue. Essa turbulência não afeta o negócio, o dia a dia da companhia. Temos muito trabalho.

A guerra entre a Ucrânia e a Rússia tem afetado o mercado fornecedor, mexendo com os preços e afetando a questão da logística. Que avaliação os srs. fazem do atual momento e qual o impacto disso sobre os segmentos de E&P e de DP da Petrobras?

JR – A guerra da Ucrânia teve um impacto localizado quando a gente teve a explosão da guerra. Teve empresas que não assinaram contrato, mesmo já tendo tido entrega de propostas, mas com o passar do tempo a situação ficou mais estável e a gente está conseguindo assinar os contatos que a gente precisa para tocar o nosso plano de negócios. A consequência disso em relação à inflação de custos a gente ainda não consegue observar. O SURF de Búzios 8, que foi a Subsea 7 que ganhou, recebemos a proposta antes do conflito e assinamos depois da guerra. Tivemos algumas discussões com a Subsea 7, mas conseguimos assinar o contrato.

FB – Esse cenário que o mundo está passando só veio reafirmar a adequação da estratégia da Petrobras, que é ter projetos resilientes com breakeven de US$35/barril. Focamos nossos investimentos buscando jazidas de tamanho adequado à companhia e isso significou focar em águas profundas e ultraprofundas. O próprio direcionamento exploratório da companhia busca descobertas relevantes na Margem Equatorial e ainda nas bacias de Campos Santos. Isso só veio mostrar que a rota da Petrobras está correta, uma vez que buscamos ofertar petróleo com baixa pegada de carbono. Isso é um investimento de capital intensivo, e qualquer movimento leva tempo para aparecer. Hoje, os grandes produtores mundiais não tem capacidade de reserva de ir lá e abrir a torneira. Precisa investir. Qualquer investimento, à exceção do shale oil dos EUA, se já tiver descoberto são cinco anos.

Comemoramos agora o primeiro óleo do sistema definitivo de Mero. O contrato foi assinado em 2013 e estamos em 2022. Teve o teste de longa duração, mas está limitado a 50 mil bpd. Isso tudo mostra que a Petrobras, dado o potencial de jazidas que a gente pode encontrar no pré-sal e a gente espera encontrar na margem equatorial, está certa em ter direcionado seus investimentos nesse horizonte de planejamento estratégico continuando em óleo e gás. A companhia está preocupada com a transição energética, com o que possa ser um futuro motor, mas hoje nós estamos no caminho certo e vemos até o apetite das IOCs voltando os seus olhos para o Brasil, dado ao evento da frustração de investimento que elas tinham na Rússia. Hoje, voltamos a ser uma área mais atrativas aos investimentos em E&P. E isso mostrou que a Petrobras está certa no que vinha fazendo, e vai continuar fazendo.

Como está o trabalho do grupo de estudo misto para analisar os impactos da pandemia e da guerra sobre os negócios? A Petrobras está aberta a negociar e dividir essa conta, a fim de evitar batalhas judiciais com os fornecedores, que alegam prejuízos altos?

JR – Temos vários tipos de contratos. Dependendo do modelo de contrato, a responsabilidade é da Petrobras, dependendo do tipo de contrato não é nossa. Temos discutido individualmente com cada empresa, à medida que aparecem os pleitos. Temos conseguido não parar as obras. Uma grande preocupação que a gente tinha no começo, principalmente, nas obras era que as empresas ficassem sem fôlego financeiro, por causa da Covid, para tocar as obras. Mas temos conseguido prosseguir com as operações sem maiores sobressaltos.

O grupo já tem as primeiras conclusões?

JR – Com relação à pandemia, a gente vem negociando com as contratadas desde o início da crise sanitária. Com relação à guerra da Ucrânia, temos discutido com os fornecedores como é que vai funcionar a questão de impacto do conflito. Temos prestado esclarecimentos nas licitações com relação a esses processos. Nos nossos contratos, a gente tem cláusulas que tem como avaliar os impactos de eventos que são fora da previsão das partes e negociar como é que vai ser resolvido essas pendências sem ir para uma disputa judicial.

As empresas alegam que a guerra já impacta o preço das propostas.

JR – A gente recebeu agora as propostas para a P-80, P-82 e P-83 e está dentro…

E está dentro do orçamento previsto, mesmo uma proposta de US$ 3,6 bilhões?

JR – Não posso falar se está dentro do preço da Petrobras. Agora estamos na fase de negociação de preço. O que posso dizer é que o processo foi competitivo. A licitação de Búzios é para três FPSOs e recebemos quatro propostas

FB – A gente pode dizer que o processo da P-81 foi contaminado pelo impacto da guerra, sim. Só uma proposta, muito acima da nossa expectativa de preço. Teve uma contaminação clara, até porque recebemos a proposta no auge em cima da guerra.

Sua ida para Cingapura agora, João Henrique, tem a ver com a licitação da P-80, P-82 e P-83 e com as propostas do Keppel e Sembcorp? O sr. vai se encontrar com os estaleiros para negociar sobre isso ou vai acompanhar as obras no exterior?

JR – Não, eu não negocio. Não posso fazer isso É fora das regras de Conformidade da Petrobras. Vou acompanhar as obras. A negociação é no Brasil, tudo fica aqui. Tem uma comissão constituída e ela tem um orçamento referencial que é sigiloso. É a comissão que vai sentar com os fornecedores para poder chegar nesse valor do orçamento. Eu vou viajar para a Ásia para visitar os estaleiros coreanos que estão construindo a P-78 e a P-79.

O fato de o Keppel e Sembcorp estarem negociando uma fusão, já tendo assinado um pré-acordo, não pode deixar a Petrobras muito exposta, tendo em vista que ficariam três FPSOs de Búzios de 225 mil bpd em construção sob de um mesmo grupo?

JR – A gente não tem como prever o futuro, mas hoje a gente entende que são dois grupos separados. Olhando para o futuro, mesmo aqui no Brasil quanto em Singapura, eles têm capacidade produtiva para construir essas unidades. Foi feita uma pré-qualificação e eles são um dos grandes estaleiros internacionais que têm capacidade para construir um empreendimento desse porte que estamos fazendo. A P-80, P-82, e P-83 serão as maiores unidades em operação no Brasil, com 225 mil bpd e 12 milhões de m3/dia. São enormes e complexas e a gente tem um time preparado para fazer acompanhamento da obra. Fizemos um trabalho muito forte de revisão do modelo de contratação e especificação técnica das unidades para evitar que a gente tenha os problemas que tivemos no passado, durante a construção dos FPSOs replicantes e da cessão onerosa. Na hora que a gente pega a P-78 e a P-79, que já estão sendo construídas dentro desse modelo, as obras estão indo muito bem. Estão muito no começo, mas estão muito bem. No passado, nessa fase que a gente está da P-78 e da P-79 já tinha começado a ter problemas.

Como os srs. enxergam a questão da transição energética dentro das suas áreas e como isso vem sendo trabalhado junto aos fornecedores?

JR – Para as unidades novas, estamos portando uma grande quantidade de novas tecnologias para reduzir as emissões. Isso inclui flare fechado e válvulas de baixa emissão. Nas novas unidades a gente está colocando captação de água a maiores profundidades para precisar de menos água e menos energia. Em função disso, temos feito várias análises de otimização do processo de energia das unidades, como o all eletric, uma iniciativa com a mudança da Conama. Na parte de poço, tem o projeto de redução do tempo de perfuração, que reduzindo o tempo, reduzimos a emissão na construção de poços. Na área submarina, temos trabalhado na otimização do layout submarino para reduzir as emissões durante a operação de instalação. Mas a grande emissão dos nossos projetos é durante a fase de produção e isso a gente tem trabalhado forte para melhorar os sistemas.

FB – Tem também a reinjeção de CO2, com o hisep. Temos flare fechado em todos os FPSOs replicantes e da cessão onerosa, além da P-62 e da P-58, e estamos reativando esses sistemas. Estamos trabalhando muito nos procedimentos operacionais para reduzir a emissões. Nosso IUGA (índice de utilização de gás) nunca foi tão alto. Hoje, nosso índice já ultrapassou os 97%.

Quais os principais desafios das duas áreas e como os srs. enxergam as perspectivas para o futuro?

FB – Da minha área, o desafio mais empolgante é descobrir petróleo na Margem Equatorial. A gente está investindo pesado para viabilizar a primeira perfuração na divisa com a Guiana.

JR – Meu desafio é colocar em operação mais 14 unidades, sendo cinco já no ano que vem. Há ainda as três unidades que estamos contratando para Búzios. Tem também a retomada do investimento do Refino, que já divulgamos no PE 2022-2026, com a HDT da Replan, retomada da Rnest e o que vai ser feito com o GasLub. Então, tem muita coisa para fazer no E&P, mas também tem a volta de obras de retomada no Refino, que também são bastante desafiadoras.

A expectativa para perfuração na Foz segue sendo novembro, mesmo ainda sem a licença de perfuração do Ibama?

JB – A expectativa é a gente fazer a APO (avaliação pré-operacional), que é o simulado, com todo o circo montado em outubro, e ao fim de outubro conseguir a licença operacional e, com os equipamentos lá já iniciar a perfuração com a sonda da Ocyan, no bloco FZA-M-59. Em outubro, já vamos ter a sonda, três helicópteros contratados, seis barcos PSVs, ou seja, todo o suporte para essa operação de perfurar um poço na área. Depois, vamos fazer um poço de águas profundas no Rio Grande do Norte, que é no PAD de Pitu. Se a gente tivesse essa licença, já estaríamos prontos para perfurar também um poço em Barreirinhas. Ali, naquela região, nós temos 21 blocos.

A Petrobras vai precisar de outra sonda para a Margem Equatorial?

FB – Não tenho licença para alimentar uma sonda. Se nós tivéssemos licença, poderíamos alocar até mais de uma sonda. Qual é a campanha que a companhia tem para a Margem Equatorial? São 21 blocos e, nos cincos anos do plano estratégico, estão previstos 14 poços exploratórios só lá. Na carteira, se considerarmos os anos de 2026 e 2026, já são 17 poços no total.

E quantas sondas a Petrobras vai precisar alocar para a Margem para cumprir esse programa de 14 poços?

JR – Isso depende do cronograma. Se for fazer isso em cinco anos, provavelmente uma sonda só dá. O problema é a velocidade que se quer colocar nisso e a velocidade depende da liberação das licenças.

FB – Se tiver licença e a gente for tendo resultados positivos, vamos acelerar isso.

E a Petrobras tem plano B, caso o Ibama não libere a licença ambiental para a Margem Equatorial?

FB – Vamos perfurar o poço do PAD de Pitu e lamentar que o Brasil perca essa oportunidade. Já perdemos a oportunidade de fazer o poço com a TotalEnergies, que foi embora e devolveu as áreas, perdemos a oportunidade de perfurar com a BP, o FZA-M-59 era da BP. Se a gente montar esse circo todo que comentei e não conseguir ter licença, que outra companhia vai ter coragem de fazer? O poço está a 40 km da divisa com a Guiana Francesa, a 160 km da costa e a uma hora e vinte minutos de voo de helicóptero. Foz é por conta do nome da bacia geográfica, mas o poço é mais para águas profundas

Voltando aos novos FPSOs, há boatos de atraso nos cronogramas de algumas unidades de 2023, sobretudo em relação ao FPSO Almirante Barroso (Búzios 5). Vai ter unidade escorregando de 2023 para 2024 ou as datas estão mantidas?

JR – Hoje a gente não pode dizer que tem unidade que vai espirrar não. Estamos com boas perspectivas. Tem unidade saindo do estaleiro esse ano. A P-71 (Itapu) sai com certeza esse ano do Jurong. Também vão sair esse ano, Marlim 1 (FPSO Anita Garibaldi), Marlim 2 (FPSO Anna Nery) e Mero 2 (FPSO Sepetiba). A saída do Búzios 5 (FPSO Almirante Barroso) do estaleiro vai ocorrer em 2023.

É possível dar uma prévia do que se pode esperar do PE 2023-2027?

JR – Não podemos falar muito. Em função do insucesso da licitação, estamos reavaliando o projeto de Sergipe para definir o que vamos fazer com as unidades 1 e 2, qual será a estratégia.

A Petrobras pretende manter o modelo de BOT ou há a possibilidade de vir um afretamento?

JR – Não sabemos ainda, estamos avaliando ainda. A gente não tem gosto por próprio afretado ou BOT. Não é assim que funciona o negócio. A decisão do modelo de contratação depende da análise econômica do processo. Temos investido muito em fazer projetos padrão. Tivemos as unidades de 180 mil bpd, as de 225 mil bpd e tem anova família que está saindo que é a all eletric. Para fazer uma licitação assim bem feita, que dê certo, tenho que ter o projeto conceitual e o básico feitos e são feitos em casa. Não consigo fazer projeto para tudo quanto é unidade que a Petrobras quer fazer. O EPC para Sergipe Águas Profundas não está descartado, mas a probabilidade é pequena porque teria que entrar no final da nossa fila.

FB – Porque estamos alocando alocando gente nos projetos de 225 mil bpd, tipo Búzios, Sépia 2 e Atapu 2.

Atapu 2 e Sépia 2 sairão ainda em 2022?

JR – Depende dos parceiros. Temos que fechar e aprovar os detalhes com os nossos parceiros, mas o objetivo da Petrobras é liberar a licitação do FPSO ainda em 2022, com EPC.

Há chance de o primeiro óleo de Búzios 11 ser inserido em 2026 no PE 2023-2027, diante da possível contratação do FPSO, ou essa data será confirmada para 2027 mesmo?

JR – Tem chance de entrar em 2026 se eu conseguir contratar agora.

FB – Sim, são 48 meses de obra.

Mas Sergipe Águas Profundas escorregaria possivelmente para 2027, já que ainda não foi contratado?

JR – Isso não tenho essas datas para te falar não. Posso dizer que Búzios 11 tem chance de cair em 2026.

FB – Búzios 11 tem chance porque já estamos negociando. Voltar ao mercado, fazendo conta redonda, é um ano de licitação, mais quatro anos de construção. Leva cinco anos.

As curvas de produção do PE estão mantidas?

JR – Sim.

Há planos de inserir novos projetos de E&P no programa de desinvestimento?

FB – Isso é uma análise permanente. Todo ano a gente roda o que a gente chama de gestão ativa de portfólio e analisamos aqueles projetos que com o tempo vão se tornando menos atrativos. Já estamos fazendo uma mudança tremenda. Tínhamos algo como 283 contratos na fase de produção e devemos reduzir isso para algo próximo de 35 contratos. Já é um tremendo reposicionamento. Para que a gente pleiteie a extensão dos nossos contratos por mais 20 anos, a agência exige que a gente se comprometa com investimento para aumentar a recuperação de petróleo daquela jazida. Estamos criando projetos para as jazidas que vamos continuar. A gente veio de uma redução muito grande. Tem um punhado de signing e closing para acontecer em um futuro próximo e vai dar uma estabilizada. Não vai ter tanta oferta mais.

A Petrobras vai abrir Barracuda-Caratinga para desinvestimento?

FB – Hoje, não está no plano, não foi sinalizado. O que hoje estamos fazendo Barracuda-Caratinga é atirando sísmica 3D de alta qualidade para repensar uma revitalização da jazida. O outro grande desafio da minha área é incorporar em dez anos 20 bilhões de barris nas áreas que já estão descobertas. Isso vai exigir investimentos em sísmica 3D de altíssima qualidade para aperfeiçoar o modelo de todas essas jazidas, perfuração de poços mais baratos, fazendo WAG.

Como fica Urucu, após a tentativa de venda fracassada?

FB – Não conseguimos o preço que a gente enxerga no ativo de Urucu e isso é mais uma demonstração de que o nosso processo de gestão ativa não é vender a qualquer preço. Ali não chegou ao preço esperado e então não vendemos. Vamos apresentar um plano de desenvolvimento junto à ANP para poder ter extensão porque passa naquele gatilho dos 27 anos de produção agora em 2025. No final do ano, a gente roda a análise da gestão ativa de portfólio de novo. Urucu é peculiar. Ele é um campo onshore, mas tem desempenho de campo offshore. É um bom projeto. No linguajar dos economistas, é uma vaca leiteira. É um gerador de caixa para a companhia. Por que a Petrobras iria vender? Iria vender se achasse um bom preço e a parte desse dinheiro iria para a Margem Equatorial, SEAP, Atapu 2 ou pagar dividendos. Hoje, ele está no portfólio e a gente tem a missão de apresentar um plano de desenvolvimento e vida que segue. Se sinalizar depois que é oportuno voltar a vender, não tem dogma não.

JR – Não está dentro do posicionamento estratégico da Petrobras, mas está longe de ser um incômodo.

O aquecimento mundial do mercado de SURF preocupa a Petrobras hoje, tendo em vista os resultados recentes de Mero 4 e Mero Fator de Recuperação e a longa lista de projetos por contratar para Búzios, Sergipe e outros ativos?

JR – Estamos conseguindo contratar. Temos conversado muito com os fornecedores. Se você olhar as condições contratuais que a gente contratou os primeiros serviços, fizemos bastante mudanças nas condições contratuais em relação ao fluxo de pagamento e, com isso, temos facilitado a participação das empresas. Temos um mercado restrito, mas é um mercado competitivo. A gente entende que vai conseguir contratar os processos que a gente precisa. A gente está discutindo estratégias. Temos projetos que enchem os olhos dos fornecedores e tem projetos menores, tipo o Mero FR, que não são tão atrativos para os fornecedores, pois o porte é menor. Temos feito estratégias para tentar contratar tanto um quanto outro.

E a Petrobras já tem plano B para a falta de propostas para o projeto de Mero fator de recuperação?

JR – Estamos estudando o que vamos fazer. Não divulgamos o resultado formalmente ainda.

Há expectativa para fechar o SURF Mero-4? A proposta única da Saipem foi boa ou o preço já refletiu o impacto da guerra?

JR – Não posso falar (rs).

Que solução a Petrobras pretende dar a Tupi?

JR – Estamos estudando quais são as opções técnicas. A opção lá era colocar todos aqueles poços com risers rígidos. Estamos avaliando se vai dividir ou colocar uma parte com flexível e outra parte com rígido, como é que volta ao mercado, olhando o escopo de projetos que estão em produção. A gente tem projeto, tipo os grandes, que o fornecedor tem que vir e ele está linkado com a data de chegada da unidade para fazer aquela campanha toda. Temos os projetos de unidades já em produção que são só para interligar alguns poços e, nesses, temos maior flexibilidade para as datas de interligação dos poços . Estamos discutindo estratégias para que esses projetos poderem se encaixar nos projetos da unidade novas e a gente ter sinergias entre os processos de licitação.

Quando a Petrobras vai ao mercado para contratar o lançamento do gasoduto de Sergipe? O resultado do FPSO mexe com o cronograma do projeto?

JR – A gente tem que resolver o que vai fazer primeiro com o FPSO.

FB – O projeto está avançando. Vai ter um momento de abordar o mercado, depois que o processo de contratação do FPSO estiver mais claro.

Existe a possibilidade de na revisão do projeto de contratação da P-81, a Petrobras optar por ir ao mercado para contratar as duas unidades de Sergipe juntas?

JR – Existe a possibilidade de a gente diminuir a defasagem entre uma e outra sim. Essa opção não está definida, mas existe.

Já é possível dizer se tende mais para afretamento ou BOT?

JR – Não dá para dizer.

FB – Não dá para dizer porque não tem resposta ainda. A turma está analisando ainda todos os elementos que levaram a gente a só ter um proponente e ter um preço tão alto.

Quando a Petrobras pretende fechar essa análise e definir o futuro do FPSO de Sergipe?

JR – A gente tem pressa para bater o martelo, mas quando aprovamos o projeto aprovamos o modelo de contratação e dentro da nossa sistemática de aprovação interna, vamos ter que voltar a aprovar a fase 2. O que garante que se mudarmos para afretado não vai acontecer a mesma coisa?

FB – Precisamos verificar que elementos a mais levaram ao resultado final. Foi só o momento do começo da guerra? É o porte da unidade? As grandes empresas só querem unidades grandes? Tem analisar todo esse cenário para que a segunda vez seja uma abordagem ao mercado que tenha êxito.

Há uma queixa consensual dos fornecedores contra os termos dos contratos da Petrobras, alegando regras pesadas e repasse sistemático de obrigações para as empresas. Isso não compromete a atratividade dos novos negócios? Que avaliação os srs. fazem dessas críticas?

FB – Na nossa visão, a gente tem colocado um modelo cada vez menos pesado. Cada vez mais, a gente tem voltado os olhos para a correta alocação de responsabilidades. É um exercício constante e depende do meio externo.

JR – O BOT é um modelo inovador. Ele pega alguns benefícios da unidade própria, do EPC, e alguns benefícios da unidade afretada. Esse casamento, alguma coisa que a gente ainda está avaliando, não deu certo, tanto que não teve competitividade.

Mas a construção também tem tido pouco proponente e só olhar o que aconteceu com a P-78 e a P-79 e no caso da P-80, P-82 e P-83 só apareceram dois grupos.

JR – A gente simplifica muito esses processos, não é? Estamos falando, no caso da P-78 e da P-79, de unidade de US$ 2 bilhões. Então, a gente não tem a expectativa que vai ter meia dúzia de fornecedores. Fizemos uma pré-qualificação e pegamos só os grupos que sabem fazer e esse mercado tem outras opções. Então, as empresas têm diversos níveis de interesses nessas contratações.

A Petrobras aposta no interesse e na disponibilidade do mercado pelos FPSOs de Sépia 2 e Atapu 2, mesmo diante dos últimos resultados?

JR – Sim.

O que falta para que os parceiros aprovem os projetos e os editais possam ser liberados?

FB – Formalizamos as parcerias há pouco tempo e as companhias têm o ritual de aprovação dos projetos, com vários grupos de revisão para reservatório, poços, elevação de escoamento, engenharia submarina, instalação da unidade e análise econômica, por exemplo. Para isso seja feito, eles têm que ter o modelo da jazida desenvolvida, No caso de Sépia, a TotalEnergies, Petronas e a Qatar Petroleum só foram ter acesso às informações em abril, depois de assinar o documento, ao contrário da Shell e a TotalEnergies, em Atapu, que já tinha acesso à jazida porque já eram sócias do projeto. Então, tem todo um ritual que não tem como atropelar isso. Hoje, em Sépia, estamos embarcando os sócios no conhecimento já para poder fazer esse estudo de revisão e em Atapu está um pouco mais adiantado. Estamos falando de todo um conjunto que em um projeto desse, com um unidade de 225 mil bpd é investimento na casa de US$7 bilhões E ainda temos que apresentar os planos de desenvolvimento para a ANP.

O Keppel e Sembcorp indicaram interesse pela segunda unidade no Lote A, na licitação da P-80?

JR – Sim, os dois indicaram.

Como está a questão da Sete Brasil? A Petrobras irá ou não contratar as quatro sondas? Isso é um assunto que está sendo liquidado?

JR – A Petrobras tinha um acordo para quatro sondas lá atrás, mas o prazo venceu e a Magni Partners não conseguiu viabilizar isso. Hoje, estamos negociando com a Sete Brasil uma saída para esse acordo.

O que significa exatamente isso, João Henrique? Não existe mais nada com a Magni e o projeto vai ser enfim encerrado?

JR – O que posso falar é que não existe mais nada com a Magni e estamos negociando com a Sete Brasil como é que a gente resolve o assunto Sete Brasil.

Então a Petrobras não vai mais contratar essas sondas?

JR – Isso eu não posso te dizer. Estamos discutindo como encerra.

FB – Essa pode ser uma das saídas, mas não é a única porque não fechou. Se alguém aparece com dinheiro para acabar com as sondas…o que faltou foi isso.

Ok, vou ser mais direta: a Petrobras conta com as quatro sondas da Sete Brasil no seu planejamento futuro de demanda de unidades de perfuração?

JR – A Petrobras não conta com essas quatro sondas porque a gente não tem perspectiva de data de conclusão e não tem como contar.

Qual a demanda de sondas da Petrobras para cumprir a o plano de negócio?

FB – Precisaremos de 20 a 25 sondas, em média. Flutua, mas não precisaremos mais que isso. Perfuramos e completamos um poço em Marlim com 35 dias. Gastávamos 80 dias para fazer isso. Tem poços do pré-sal que conseguimos fazer tudo em 90 dias. Antes, gastávamos 220 dias para perfurar e completar.

JR – No passado, a Petrobras chegou a ter cerca de 70 sondas. Hoje executamos a mesma quantidade de tarefas daquela época, com um número bem menor de sondas, em função da melhoria de produtividade.

Quantas sondas a Petrobras tem em carteira no momento?

FB – Temos 18 unidades em carteira no momento, contando com a sonda que está operando no exterior.

A Petrobras prevê perfurar dois poços exploratórios até o final do ano, um na Foz e outro no Espírito Santo. Qual a previsão para 2023?

FB – Tem o poço de extensão do PAD de Pitu, no Rio Grande do Norte, que será feito na sequência da Foz. Vamos fazer avaliação em Aram e estamos planejando fazer também extensão do Alto de Cabo Frio Central.

Quantos poços exploratórios a Petrobras prevê perfurar nos próximos cinco anos?

FB – Nossa previsão é de 50 poços, entre exploratórios e ADRs.

Como estão os trabalhos em Uirapuru?

JR – Ali, depende de mais estudos , depende de bloco do lado para alavancar o resultado. O resultado do Uirapuru sozinho não foi fantástico. Lá tem um profit oil muito alto, então precisa de uma avaliação mais ampla da área.

A Petrobras pretende perfurar um outro poço na área?

FB – Depende de uma avaliação mais ampla da área. Ele sozinho não bate voo.

E tem algo ao lado que possa viabilizar a descoberta?

Uirapuru é contíguo a Bacalhau, está ao norte. Precisa de algum resultado com Sagitário para somar oportunidades.

A Petrobras vai manter a aposta nos nos blocos C-M- 657 e C-M-709, após a saída da ExxonMobil e da Equinor? Como viabilizar as descobertas de gás da região junto com C-M- 346?

FB – Sim, vai. Estamos ali numa avaliação como numa cluster regional de gás para ver se aquilo decola.

Mas os blocos não têm volumes sozinhos?

FB – Cada bloco sozinho não, mas se você considerar eles juntos e o cenário de preço de gás subindo com a transição energética pode ser. A gente tem esperança que possa decolar um projeto.

JR – Mas hoje não tem viabilidade econômica.

Quais os portes das descobertas de Aram, Alto de Cabo Frio Central, Três Marias e Dois Irmãos? Dá para dizer que alguma delas é de maior porte?

FB – Não sabemos ainda. As duas melhores descobertas são Aram e Alto de Cabo Frio Central, mas ainda não dá para falar de volumes. É muito cedo ainda. A ideia de que o pré-sal é um bilhete premiado não tem, mas são duas boas áreas para serem avaliadas. Ali, a gente tem muita soleira e derramamento de basalto e o dado sísmico muitas vezes não é bom. Esse poço que a gente perfurou em Alto de Cabo Frio Central é bem na área Central. O outro que pretendemos perfurar fica na outra extremidade. Se a gente configura o mesmo contato óleo-água e tudo, se tem uma descoberta que dá alguns sistemas de produção em Alto de Cabo Frio Central. Os outros você precisa recalibrar. Quando a gente faz um poço desse, primeiro é preciso reprocessara sísmica para aquele perfil de velocidade exata que aquele poço te entregou.

Como estão os trabalhos em Júpiter?

FB – Júpiter está aí com a licitação do Hisep para Mero 3 e o projeto é fundamental se quisermos fazer algo no ativo.

JR – É importante falar também que reativamos o Procap, que agora estamos chamando de Procap 4.0, e que o grande objetivo dele é viabilizar a tecnologia para fazer Júpiter ficar econômico. Hoje, a gente não consegue desenvolver Júpiter a US$ 35/barril. Então, a ideia é ter um programa de capacitação tecnológica para a gente desenvolver tecnologias que permitam desenvolver jazidas como a de Júpiter. O principal foco é garantir a economicidade de Júpiter.

Júpiter é a jazida mais complicada que a Petrobras tem hoje?

FB – Você fala jazida é o conjunto todo. Ela é uma jazida em termos de volume fantástica, mas em termos de fluido tem esse desafio de 80% de CO2. Tem uma camada de gás condensado, que é o principal, e tem depois uma camada de uns 70 m de óleo mais pesado.

A Petrobras está no centro do furacão, às vésperas de uma mudança de comando e troca do Conselho eda Diretoria. É impossível começar essa entrevista sem perguntar que avaliação vocês fazem desse momento, do impacto disso pra companhia, pra área de E&P e de DP e se os srs pretende permanecer na companhia?

JR – O problema de Júpiter é que temos que colocar uma unidade tão grande para tratar o volume de gás para um volume de óleo pequeno que fica antieconômico. Então, tenho que dar um jeito de não levar esse gás todo com CO2 para a plataforma. Temos que dar um jeito de tirar o óleo sem trazer CO2 porque senão fica um tamanho da plataforma que a gente não consegue construir, não consegue manusear, a aí torna ao desenvolvimento inviável. A lógica é ter a tecnologia que eu consiga tratar isso no fundo do mar e que evitar que esse volume imenso de CO2 chegue à superfície.

Qual é a R/P desejável e confortável para a Petrobras?

FB – Entre 10 e 12 anos é uma R/P confortável. Isso é um número muito assim cabalístico. Você pega uma empresa que quer produzir muito rápido suas jazidas, ela vai levar sua R/P para quatro/cinco anos. Uma empresa que deixa o recurso parado, vai para uma R/P de 20 anos. A gente fechou 2020 com uma R/P de 10 anos e fechamos 2021 com uma R/P de 11 anos. As grandes internacionais, as empresas que nós nos comparamos a elas, estão em um range entre sete e 14 anos. Se eu tenho esse número muito grande também significa que eu estou sentando em cima e não tenho projeto para produzir aquele óleo. E se estou muito agressivo, eu não vou conseguir sustentar minha produção porque estou fazendo a lavra tão rápido e não vai ter como repor.

Quando o Rota 3 vai efetivamente entrar em operação e qual a previsão de alcançar a plena capacidade de operação?

JR – Nossa previsão para entrada em operação do Rota 3 é para o final do ano. O projeto vai entrar em em duas fases, então deve ter uma defasagem entre o módulo 1 e o módulo 2 de três a quatro meses. A capacidade total é de processar 21 milhões m3/dia de gás, sendo 10,5 milhões m3/dia em cada módulo.

E quando o gasoduto atingirá a capacidade máxima?

JR – Não tenho esse dado para passar.

Há previsão de construção de novas rotas para o escoamento do gás, além da linha de Sergipe?

FB – Gostaria viu (rs). Hoje, com o Rota 3 e com as descobertas que a gente tem, temos caminho para o nosso gás. Com o Rota 3, vamos colocar 21 milhões de m³/dia a mais de de gás para terra. Quando a gente interligou o Rota 1 com o Rota 2, no final do ano passado, conseguimos agregar na capacidade de escoamento de gás para terra até 3 milhões m3/dia a mais. Estamos falando aí de 24 milhões m3³dia a mais de gás para terra só com essas duas frentes. Não tenho projeto que demande mais do tubo para terra do que isso hoje. Se tiver uma grande descoberta, vai ser muito bom.

JR – A gente cancelou, há cerca de um ano a obra da UTGCA. Se tivesse alguma necessidade a mais, seria com relação ao Rota 1, mas não temos nenhum plano para fazer isso hoje.

O projeto de revitalização de Tupi prevê a utilização de uma nova unidade de produção?

JR – Uma das opções que a gente tem ali é colocar uma nova unidade.

FB- Tem espaço para uma unidade adicional sim, para pós-2027. Hoje, os sistemas estão adequados a drenar os volumes que tem lá. A gente tem unidades afetadas das primeiras, como o Cidade de Angra dos Reis, que operam há mais tempo e têm a questão do envelhecimento e do prazo contratual. Então, não é uma unidade adicional para Tupi. Vamos tirar uma unidade velha e trazer uma unidade nova, mais adequada a razão água-óleo e a razão água-gás.

JR – Vai ser algo parecido com Marlim e IPB. Em Marlim trocamos sete unidades por duas e ali é um grande projeto de redução de emissões também. Chegamos a produzir quase 600 mil bpd, com sete unidades , e vamos substituir por dois FPSOs de 70 mil bpd e 80 mil bpd. Só que na hora que você olha a capacidade de 70 mil bpd e 80 mil bpd acha as unidades pequenininhas. Não são unidades pequenininhas. São unidades do mesmo porte do pré-sal porque a quantidade de água que tem que tratar e a capacidade de compressão de gás para o gas-lift para poder fazer elevação dos poços são muito altas.

A meta da Petrobras de estabelecer prazo de 1.000 dias entre a descoberta e o início de produção, no PROD 1000, não é uma premissa totalmente utópica, tendo em vista que isso está longe de acontecer?

JR – Reformatamos o objetivo estratégico do projeto. O importante no PROD 1000 são as iniciativas que estamos otimizando para a entrada em operação dos projetos. São 50 iniciativas dentro do projeto. Temos um target lá em cima e um uma porção de iniciativas para chegar naquela target. Hoje, não conseguimos nem construir o FPSO em 1.000 dias, mas é um programa mobilizador. Ele mobiliza as pessoas naquele objetivo e é uma visão de longo prazo. Hoje, estamos trabalhando em reduzir o tempo de construção de unidades, reduzir tempo de análise reservatório, mantendo a qualidade…reformatamos o projeto para melhorar a performace.

O investimento do PE 2022-2026 contempla o desembolso da Petrobras no projeto de Pão de Açúcar?

FB – Está aí sim. Temos 30% dos investimentos.

A Petrobras vai aplicar alguma sanção à McDermott por conta do problema com o contrato do SURF de Sépia? Há o risco de a empresa ser bloqueada, a exemplo do que ocorreu com a Modec no passado?

JR – Não posso comentar. Só posso falar depois que fechar o processo. A empresa deixou de cumprir o acordo e estamos avaliando as sanções. Temos um processo administrativo e uma case (comissão de análise de sanção) aberta. Isso pode gerar um bloqueio.

O que os srs. não querem deixar de fazer ainda na gestão de vocês?

FB – Trabalho bem feito, que a gente tenha orgulho e não tenha vergonha de dizer como fizemos.

JR – Faço minha as palavras do Fernando.

https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/parte-i-petrobras-em-dose-dupla-e-de-peso/