Complexo reúne laboratórios das 16 principais multinacionais de tecnologia do setor, com investimentos de US$ 500 milhões. Em área de 400 mil metros quadrados na Ilha do Fundão, no Rio, que já vem sendo chamada de “ilha do petróleo”, estão sendo construídos alguns dos principais centros de pesquisa e desenvolvimento do setor no mundo. O complexo agrega as 16 principais multinacionais de tecnologia do setor, que já destinaram US$ 500 milhões ao projeto de construção de laboratórios. A expectativa das empresas é, no mínimo, equiparar o polo do Rio ao da cidade texana de Houston, referência mundial e considerada atualmente “a capital do petróleo”. Maior aposta de crescimento da economia brasileira até 2020, a produção de petróleo no pré-sal é o centro de atração dos projetos tecnológicos. O complexo do Fundão terá prédios futuristas no campus da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e no entorno do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobrás (Cenpes), já considerado de excelência em projetos de prospecção em águas profundas. A principal vantagem apontada por técnicos é que, diferentemente de Houston, onde as empresas ficam afastadas, no Parque Tecnológico do Rio estarão concentradas. “Esse tipo de concentração traz oportunidade única no mundo. É uma intensa troca de inovação e experiência, voltada especificamente para desenvolver a melhor e mais ampla tecnologia para o pré-sal”, sintetiza Maurício Guedes, presidente do Parque Tecnológico. O complexo vem sendo construído aos poucos. Deve estar operando integralmente a partir de 2013. “Certamente veremos um salto de qualidade na engenharia de projetos dentro de quatro ou cinco anos”, estima. Hoje, a tecnologia usada para explorar o pré-sal da Bacia de Santos é a mesma desenvolvida para o pós-sal. A produção ainda é considerada experimental. [ad#Retangulo – Anuncios – Esquerda]Distante 300 quilômetros da costa e a uma profundidade superior a 7.000 metros, o óleo dos reservatórios abaixo da camada de sal na Bacia de Santos possui particularidades que exigem outra concepção. Sem manutenção. O engenheiro Carlos Thadeu Fraga, presidente do Cenpes, diz que a meta da companhia para a exploração das áreas é eliminar a necessidade de plataformas de superfície e colocar toda tecnologia de separação do óleo e da água, bem como o processamento, em cápsulas submarinas resistentes ao desgaste do sal e com capacidade para operar por 20 anos sem necessidade de manutenção. Essas plantas funcionarão movidas por geradores elétricos submarinos que bombearão petróleo e gás, por dutos no fundo do Atlântico, para estações coletoras a centenas de quilômetros de distância. “A planta instalada na superfície exige energia para puxar o petróleo do fundo do mar, além de injetar água para pressionar a expulsão deste óleo de seus reservatórios. Se a planta desce para o fundo, eliminamos a necessidade de gerar energia por um percurso de 3.000 metros de água, com elevada instabilidade. Este é o principal desafio mundial hoje”, afirmou Roberto Leite, diretor de Pesquisa & Desenvolvimento da Chemtech, braço da alemã Siemens para engenharia e TI, instalada no Parque Tecnológico. Exemplo. Até hoje a instalação de equipamentos de produção no fundo do mar possui como maior exemplo a tentativa da plataforma de Perdido, da Shell, que teve custo aproximado de US$ 3 bilhões, no Golfo do México. A unidade foi montada sobre um cilindro de aço flutuante na mesma distância da costa que o pré-sal de Santos. A automação é completa e os dados da unidade são analisados de uma base de engenheiros em New Orleans. Considerada uma nova fronteira na exploração e produção, a experiência terá que ser superada, diz Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE). Ele afirma que o elevado custo poderia inviabilizar a operação do pré-sal. Hoje, a Petrobrás sustenta o valor de US$ 40 por barril como mínimo necessário para garantir a extração. “Considerando que o petróleo mais recente no mundo foi apresentado a um custo viável de US$ 70 por barril, o nosso está bastante adequado”, diz o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa. Para ele, cada US$ 1 reduzido no custo exploratório e de desenvolvimento é comemorado. Desde a descoberta das reservas a Petrobrás conseguiu, com novas tecnologias, reduzir de US$ 240 milhões para US$ 60 milhões o custo de perfuração de um poço. A produtividade de cada poço também contribuiu para a redução. Uma plataforma flutuante FPSO, estruturada para ser conectada a 30 poços, com produção de 5.000 barris em cada um, teve que ser revista para uma quantidade menor de poços, já que o primeiro tem rendido média de 20 mil barris por dia. Kelly Lima/RIO – O Estado de S.Paulo