A HRT Oil & Gas, empresa brasileira de exploração e produção de petróleo, já assinou acordo para construção e posterior aluguel de duas sondas de perfuração com a canadense Tuscany, que criou a subsidiária Tuscany Drilling no Brasil. O contrato, que tem início em setembro, prevê o suprimento de serviços de perfuração por quatro anos. Segundo Márcio Mello, da HRT, provavelmente será assinado outro contrato para mais um equipamento.

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As sondas serão levadas para a bacia do Solimões, na Amazônica, onde a HRT tem a concessão de 21 blocos exploratórios, todos ao redor do campo de Urucu, da Petrobras. Os blocos foram adquiridos da MS Oil and Gas e da Petra Energia no ano passado. Desde que foi criada, a empresa já investiu US$ 50 milhões no país. E ontem a HRT anunciou sua internacionalização rumo à África, onde obteve a concessão de três blocos exploratórios em águas profundas na Namíbia, por meio de uma licença de exploração de petróleo (LEP) concedida pelo Ministério de Minas e Energia do país africano. Os valores não foram informados.

A companhia brasileira será operadora dos blocos e terá 40% do consórcio, juntamente com a Universal Power, com outros 40%; e a Acarus Investments, com 20%. Os blocos 2813A, 2814B e 2914A ficam próximos do campo de Kudu, na Bacia do Orange. Cada um desses blocos tem cerca de 5 mil quilômetros quadrados. A profundidade na área varia de 60 metros a 2.000 metros. Marcio Mello está animado com a aquisição. Ele frisa que as bacias offshore da Namíbia são complementares às bacias do Sudeste brasileiro, o que significa que lá pode ser encontrada outra bacia de Santos, por exemplo.

"A diferença (em relação a Santos) é que lá só foram perfurados nove poços, sendo que em um deles foi descoberto um campo gigante de gás. E a melhor parte dessa área está nos nossos blocos", aposta Mello.

Ele se refere ao campo de Kudu, que fica a sudoeste dos blocos concedidos à HRT, onde foram descobertos 1,3 trilhão de pés cúbicos (TCFs) de gás natural. Os três blocos da HRT na Namíbia são contíguos e somam 15.382 quilômetros quadrados de área.

A licença de exploração naquele país abrange três períodos exploratórios. O primeiro, com custo estimado de US$ 8,5 milhões, terá duração de quatro anos para análise, obtenção e reprocessamento de sísmicas 2D e 3D. Para os demais períodos a estimativa é de dois anos para cada, com o compromisso de se perfurar ao menos um poço a cada dois anos.

Os contratos futuros de petróleo voltaram a cair ontem, influenciados pela valorização do dólar frente ao euro, e fecharam abaixo de US$ 70 na Nymex.

Em Nova York, o WTI para junho terminou a US$ 69,41, com queda de 67 centavos de dólar, enquanto o contrato de julho recuou 52 centavos de dólar, para US$ 72,70. Em Londres, o Brent de julho ficou em US$ 74,43, baixa de 67 centavos de dólar, e o vencimento de agosto fechou a US$ 75,36, com queda de 75 centavos de dólar. As cotações da commodity reagiram ao forte recuo do euro frente ao dólar, que alcançou US$ 1,21, menor valor dos últimos quatro anos.

Fonte: Valor Econômico/Cláudia Schüffner e Rafael Rosas, do Rio