O petróleo extraído abaixo da camada de sal na Bacia de Santos poderá zerar o déficit da balança comercial da Petrobras, que no ano passado chegou a quase US$3 bilhões. Apesar de não ser tão leve quanto o padrão internacional do petróleo tipo Brent e do WTI, este óleo é de melhor qualidade do que o produzido na Bacia de Campos, e deverá ter um maior valor agregado quando for produzido em larga escala.
"A partir de 2015, quando as plataformas na Bacia de Santos começarem a operar, a Petrobras poderá zerar o déficit, seja substituindo o atual petróleo leve importado, seja exportando este óleo por um melhor valor", comentou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.
Esta semana, a Petrobras iniciou o refino do óleo produzido no Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Tupi. A primeira carga, de 315 mil barris, foi levada para a Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá (Grande São Paulo). No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o piloto de Tupi, que vai produzir 100 mil barris por dia de óleo. Para 2020, a previsão é de que o pré-sal brasileiro esteja produzindo 1,8 milhão de barris por dia, volume equivalente ao total de óleo produzido nacionalmente.
O óleo de Tupi é caracterizado como "médio" na escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API, na sigla em inglês), utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. Por esta escala é considerado um óleo leve aquele que tiver mais do que 30 graus API e pesado o que ficar abaixo de 19 graus, com alta viscosidade e alta densidade. Na Bacia de Campos, responsável por mais de 80% do petróleo produzido em território nacional, a média é de 18 graus API. Já o óleo encontrado no pré-sal de Tupi possui 28,5 graus. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.
Há dois anos, a estatal alcançou a autossuficiência volumétrica, pois passou a produzir o necessário para atender à demanda interna, mas ainda manteve-se dependente da importação de um óleo mais leve para fazer uma mistura nas suas refinarias, tornando o processo menos custoso. "Isso faz com que a Petrobras importe o óleo leve, que é mais caro e exporte petróleo pesado, que é mais barato, gerando um déficit em valores na balança comercial", explicou Pires.
Segundo os últimos dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), referentes ao mês de abril, a Petrobras estava importando petróleo a US$ 50 em média e exportando a US$ 32 o barril.
Para o geólogo, Giuseppe Bacoccolli, o petróleo de Tupi está ainda longe da qualidade do barril utilizado como padrão para as negociações internacionais, o WTI, que tem 40 graus API, e também está distante dos 39 graus API do Brent, "mas significa um avanço muito grande em relação ao que é produzido hoje".
Para o geólogo, o alto custo logístico das operações em Tupi (que está localizado a 300 quilômetros da costa) ou a profundidade elevada (mais de cinco mil metros), que encarecem os projetos para a camada pré-sal, não invalidam o ganho que a Petrobras terá com este produto de melhor qualidade (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-03).
"A partir de 2015, quando as plataformas na Bacia de Santos começarem a operar, a Petrobras poderá zerar o déficit, seja substituindo o atual petróleo leve importado, seja exportando este óleo por um melhor valor", comentou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.
Esta semana, a Petrobras iniciou o refino do óleo produzido no Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Tupi. A primeira carga, de 315 mil barris, foi levada para a Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá (Grande São Paulo). No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o piloto de Tupi, que vai produzir 100 mil barris por dia de óleo. Para 2020, a previsão é de que o pré-sal brasileiro esteja produzindo 1,8 milhão de barris por dia, volume equivalente ao total de óleo produzido nacionalmente.
O óleo de Tupi é caracterizado como "médio" na escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API, na sigla em inglês), utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. Por esta escala é considerado um óleo leve aquele que tiver mais do que 30 graus API e pesado o que ficar abaixo de 19 graus, com alta viscosidade e alta densidade. Na Bacia de Campos, responsável por mais de 80% do petróleo produzido em território nacional, a média é de 18 graus API. Já o óleo encontrado no pré-sal de Tupi possui 28,5 graus. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.
Há dois anos, a estatal alcançou a autossuficiência volumétrica, pois passou a produzir o necessário para atender à demanda interna, mas ainda manteve-se dependente da importação de um óleo mais leve para fazer uma mistura nas suas refinarias, tornando o processo menos custoso. "Isso faz com que a Petrobras importe o óleo leve, que é mais caro e exporte petróleo pesado, que é mais barato, gerando um déficit em valores na balança comercial", explicou Pires.
Segundo os últimos dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), referentes ao mês de abril, a Petrobras estava importando petróleo a US$ 50 em média e exportando a US$ 32 o barril.
Para o geólogo, Giuseppe Bacoccolli, o petróleo de Tupi está ainda longe da qualidade do barril utilizado como padrão para as negociações internacionais, o WTI, que tem 40 graus API, e também está distante dos 39 graus API do Brent, "mas significa um avanço muito grande em relação ao que é produzido hoje".
Para o geólogo, o alto custo logístico das operações em Tupi (que está localizado a 300 quilômetros da costa) ou a profundidade elevada (mais de cinco mil metros), que encarecem os projetos para a camada pré-sal, não invalidam o ganho que a Petrobras terá com este produto de melhor qualidade (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-03).
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