A descoberta de uma nova província petrolífera na Bacia de Sergipe-Alagoas com capacidade para produção de 100 mil barris diários de óleo leve a partir de 2018 movimentou a indústria em setembro. Especula-se que a reserva pode passar de 3 bilhões de barris. Com um perfil semelhante em idade e natureza geológica a campos como os de Roncador e Jubarte, na Bacia de Campos, a jazida descoberta na camada pós-sal do litoral nordestino tem um petróleo de qualidade muito superior. "Foi uma excelente descoberta. O petróleo é tão leve que é quase um gás", diz o geólogo Pedro Zalán, da ZAG Consultoria.
Zalán explica que os estudos geológicos permitem prever a existência do óleo leve em uma reserva, mas essa projeção não tem uma precisão de 100%. "É possível mapear os locais mais prováveis, mas não dá para ter certeza. Em geral, há uma tendência de que, quanto mais profunda for a jazida, mais leve é o petróleo, mas isso nem sempre acontece", afirma. "Nesse campo, em Sergipe, o óleo é leve em qualquer profundidade".
Mas por que não foram descobertas reservas de óleo leve antes no país? "Aconteceu apenas pelas características geológicas das áreas de exploração", diz Zalán, geólogo da Petrobras por mais de três décadas.
A leveza do petróleo é medida pelo chamado Grau API, uma escala desenvolvida pelo American Petroleum Institute, em parceria com o National Bureau of Standards dos Estados Unidos, para medir a densidade relativa dos líquidos. Quanto maior a densidade do óleo, menor será o seu grau API. O óleo com grau abaixo de 22 é considerado pesado. De 22 a 30, é de peso médio, e acima de 30 é considerado leve.
O novo campo no litoral nordestino deve ajudar a mudar o perfil da produção brasileira, caracterizada majoritariamente por jazidas de óleo pesado. Essa mudança também é sustentada pelas descobertas do pré-sal. O óleo do campo de Tupi tem API de 28, considerado médio, porém bem mais leve do que a média nacional.
Na prática, esse tipo de óleo tem menor teor de enxofre, facilitando o refino e o aproveitamento na produção de derivados nobres, como a gasolina e o querosene de aviação. Isso faz com que sejam mais valorizados e alcancem uma cotação de mercado mais próximo ou até mais elevada em relação aos preços dos barris de referência, como o WTI (West Texas Intermediate, usado no mercado americano, com 39,6 graus API), ou o Brent (adotado no mercado europeu, com 38 graus API). "O prêmio pode chegar a até 50% em relação ao óleo pesado, dependendo das variações do mercado", explica Jean Paul Prates, diretor-geral do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne).
Adriano Pires, sócio do Centro Brasileiro de Infraestrutura, observa que a diferença de preço entre o óleo pesado e os barris de referência costuma cair quando a demanda aumenta no mercado global. "Os produtores de derivados dão preferência ao óleo leve, que tem um rendimento melhor, mas quando a oferta se aproxima da demanda acabam comprando óleo pesado para completar a produção, e o prêmio diminui", diz.
Tecnicamente, dizem os especialistas, não há diferença na extração entre o óleo leve e o pesado, mas o valor mais alto do primeiro ajuda a viabilizar a exploração quando se trata de águas ultraprofundas. "A sete mil metros de profundidade, se o óleo do pré-sal fosse pesado, talvez não valesse a pena o investimento", afirma Pires.
O salto de qualidade do petróleo brasileiro pode ter forte impacto para as atividades de refino nos próximos anos. Segundo Prates, em 10 anos, a produção de óleo leve no Brasil deve superar a produção de óleo pesado. Hoje, para facilitar a produção de derivados, o país exporta uma parte do petróleo que produz, e importa óleo leve, usado em um blend nas refinarias nacionais para a produção de derivados. "Nos anos 90, todo o nosso planejamento foi feito em função do óleo pesado da Bacia de Campos. O nosso parque de refino foi preparado para o pior, e agora o cenário é bem mais promissor. A adaptação para processar o óleo leve é muito mais simples", diz.
Fonte: Valor Econômico/Carlos Vasconcellos | Para o Valor, do Rio
PUBLICIDADE
