Há 19 anos ele foi convocado pelo então superintendente do Centro de Pesquisas (Cenpes) da Petrobras, Guilherme Estrella, para uma dura missão: produzir petróleo nas águas profundas da bacia de Campos, a 3 mil metros de profundidade.

Alguns prêmios da Offshore Technology Conference (OTC) depois, o gerente geral de engenharia básica da Petrobras, Marcos Assayag, tem pela frente missão tão ou mais complicada. Ele será um dos responsáveis por superar obstáculos no pré-sal no caminho de tornar o país um dos dez maiores produtores de petróleo no mundo.

Em entrevista à Reuters após a cerimônia de extração do chamado primeiro óleo do pré-sal, na terça-feira, Assayag, que recebeu uma comenda da União pelos serviços prestados no segmento de águas profundas, disse que os desafios agora são outros, mas que serão superados.

Ele explicou que o primeiro óleo extraído na camada pré-sal da bacia de Campos, no campo de Jubarte, em frente ao Espírito Santo, deve ter menor volume do que o estimado para Tupi, já que o sal é mais fino e permitiu a migração do óleo para reservatórios superiores.

"Hoje estamos em dois caminhos: testar os poços e verificar se tem as reservas que a gente acha que tem e partir para a parte de produção, que o Cenpes vai trabalhar dando suporte", disse Assayag, em meio às mais variadas estimativas divulgadas por bancos de investimentos que vão de 60 a 100 bilhões de barris de óleo equivalente na camada pré-sal.

O suporte do Cenpes inclui, além dos projetos para a construção dos navios-plataformas, a solução para lidar com o petróleo repleto de contaminantes e um volume de gás bem maior do que na bacia de Campos, onde Assayag desenvolveu, a partir de 1989, tecnologia para explorar os campos de Marlim e Albacora, a 3 mil metros além da lâmina d'água.

Hoje, o desafio a 7 mil metros do pré-sal, uma faixa que se estende por 800 quilômetros do Espírito Santo a Santa Catarina e não está todo interligado, segundo Assayag, é encarado com tranquilidade diante de tantos outros que terão que ser superados.

"O desafio é o conjunto. Na área de poços tem uma série de desafios, na área submarina você tem desafios, na parte de materiais você tem desafios, com contaminantes tem desafios, apesar do material de metalurgia dos poços poder conviver com isso (contaminates), mas custa caro", enumerou.

MUITO GÁS
Segundo ele, um dos principais desafios será o imenso volume de gás natural contido na bacia de Santos, primeira região que será explorada com foco no campo de Tupi, único dos sete já perfurados a ter reservas conhecidas, entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás).

"O volume de gás é muito maior do que na bacia de Campos, vamos ter que fazer projetos que se adaptem a isso", disse Assayag, coordenador dos primeiros projetos de plataformas flutuantes para a bacia de Campos.

Uma das opções, a construção de um gasoduto, seria limitada pelo volume transportado, avaliou, sem descartar a construção. Segundo ele, a solução para Tupi poderá passar pela combinação de duas tecnologias. A outra seria a transformação do gás em Gás Natural Liquefeito (GNL), para aproveitar os terminais de regazeificação da empresa.

"Estamos trabalhando nesse projeto, que é transformar em GNL o excedente, uma parte vai para o gasoduto e uma parte para fazer GNL", informou, confirmando uma tendência já antecipada para a Reuters pela diretor de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster.

A quantidade de contaminates no petróleo também será um obstáculo a transpor, segundo Assayag, que capitaneia no momento os projetos de navios-plataformas para o pré-sal.

"Por causa dos contaminantes que têm no óleo, diferente dos óleos que têm na bacia de Campos, no pré-sal tem o CO2 (gás carbônico) elevado, tem um teor de H2S (gás sufídrico) que não sabemos ainda, temos que fazer um projeto que se adapte a essas condições", afirmou.

O gás sulfídrico é um dos elementos mais temidos pelo trabalhadores na indústria, além de prejudicar equipamentos.

A já anunciada fábrica de navios da Petrobras será responsável pela construção baseada em projetos que serão elaborados no Cenpes. "Estamos padronizando para o pré-sal um projeto (de navio) e esse projeto vai se replicar várias vezes de acordo com a demanda da E&P (Exploração e Produção)", informou sem dar detalhes.

Para ele, somente após o teste piloto que será iniciado em dezembro de 2010 será possível confirmar ou não as atuais especulações, que vão desde reservas de 60 a 100 bilhões de barris de óleo equivalente.

"Enquanto não testar ou furar para saber o que é só especulação e o que não é, não tem como saber, de verdade", garantiu o engenheiro. "À medida que for testanto você vai tendo mais informação, e essa informação vai ajudar a gente a dimensionar um sistema em cima de uma base mais econômica", concluiu.

(Por Denise Luna, Reuters, 04/09/2008)