Arte: TN Petr贸leo sobre foto American Safety Services
especial: explora莽茫o
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por Felipe Salgado
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Foto: Agência Petrobras
especial: exploração
A revolução das fontes não convencionais nos Estados Unidos, o pré-sal brasileiro e a mudança no marco regulatório mexicano estão posicionando as Américas, de Norte a Sul, como uma das mais pujantes fronteiras de exploração de hidrocarbonetos. Expectativas de autossuficiência, recordes de produção e abertura de mercado fraturam a estrutura monolítica do centro do tabuleiro energético mundial.
À
medida que a revolução tecnológica do fraturamento hidráulico (ou fracking) disponibiliza grandes volumes de .petróleo e gás, o continente americano se depara com um futuro promissor de crescimento da oferta destes insumos energéticos.
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Desde que os EUA começaram a explorar as primeiras formações de rochas de folhelho, em 2008, a indústria norte-americana iniciou uma nova era na produção de fontes não convencionais, aproximando-se cada vez mais da autossuficiência em hidrocarbonetos. Os números confirmam esta expectativa, que deve se con-
cretizar ainda nesta década. Em dezembro de 2007, os EUA produziam 6,7 milhões de barris de petróleo por dia (bpd). Com a entrada das fontes não convencionais, a produção do país alcançou a marca de 11,5 milhões de barris de óleo equivalente (boe) em 2014, de acordo os
O petróleo dá as cartas nas Américas
Petróleo nas Américas Países
Reservas provadas Produção (bilhões de barris) (milhões bpd)
Consumo (milhões bpd)
EUA Canadá México Total América do Norte Argentina Brasil Colômbia Equador Peru Trinidade & Tobago Venezuela
44,2 174,3 11,1 229,6 2,4 15,6 2,4 8,2 1,4 0,8 298,3
10,0 3,9 2,9 16,9 0,7 2,1 1,0 0,5 0,1 0,20 2,7
18,9 2,4 2,0 23,3 0,6 2,9 0,3 0,2 0,2 0,04 0,8
Outros América do Sul e Central
0,5
0,1
1,6
Total América do Sul e Central
329,6
7,3
6,8
RP 229,6 P 16,9 C 23,3
RP 329,6 P 7,3 C 6,8
Obs.: Consumo do Chile: 377 – Fonte: BP Statistical Review of World Energy (Junho 2014)
relatórios da U.S. Energy Information Administration. Sinal de que as não convencionais estão alterando a configuração da geopolítica da energia.
Atividade em expansão “Os Estados Unidos colocaram cerca de um 1 milhão de barris de petróleo a mais no mercado nos últimos cinco anos. Isso significa que sua produção está crescendo mais do que o mercado mundial”, afirma Edmar Almeida, diretor de Pesquisa do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Embora o negócio dos não convencionais tenha sido iniciado a partir do boom do shale gas, a grande novidade é o crescimento dos investimentos em shale oil. Acompanhando esse mercado, um grupo de pequenas empresas independentes se fortaleceu.
Se até os anos 2000 o mercado norte-americano de petróleo era dominado pelas empresas majors, nos últimos 15 anos o que se assistiu foi a ascensão de empresas de menor porte que já chegaram a faturar até US$ 50 bilhões. Diante do rápido crescimento dos não convencionais nos EUA, são diversos os fatores de sucesso que determinaram a revolução energética no país: “O conhecimento da geologia local e a capacidade tecnológica possibilitam a formação de uma cadeia de fornecedores bastante competitiva.” Além disso, continua o economista, “a regulação para o acesso rápido às áreas de exploração facilita a entrada das empresas. Em áreas privadas, a negociação é feita com os proprietários do ter reno que detêm os recursos do subsolo. Em terras públicas, são frequentemente realizados leilões; a regulação ambiental também é feita de forma muito ágil.”
Edmar Almeida ainda acrescenta que: “A lógica predominante é que as empresas se comprometam a realizar uma série de procedimentos licenciatórios. A ênfase está na fiscalização do cumprimento das normas estabelecidas; e, por fim, o fato de existir um mercado de E&P com mais de dez mil empresas disputando o mercado, o que facilita o processo de captação de recursos e investimentos. Esses são os ingredientes da receita dos Estados Unidos.” Os estados do Texas, Pensilvânia, Louisiana e Arkansas passaram a ser responsáveis pela produção de 79% desses insumos não convencionais em 2013. O maciço Marcellus, formação geológica de rochas arenosas impregnadas de gás e óleo, se estende por quase 1.000 km ao longo das montanhas Apalaches do estado de Nova York até o da Virgínia Ocidental. É a segunda maior reserva de não convencionais do planeta. Desde 2011, sete mil poços foram TN Petróleo 99
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especial: exploração
Localização das bacias de shale oil e shale gas 75 8 9 16
13 15,5
Canadá
58 33
20
EUA
Argélia
26
México 13
Rússia
Líbia 9
Paquistão
32 31,6
China
Venezuela 7
Brasil
18 12,4 11
Reservas estimadas Reservas prováveis
27 23
Argentina
Austrália
África do Sul
Shale oil (billões de barris) – 10 maiores reservas/país Shale gas (trilhões de m³) – 10 maiores reservas/país
perfurados lá. Com uma área de 246 mil km², estima-se que esse campo detenha uma reserva recuperável de 4 trilhões de m³ de gás. O gás de Marcellus é rico em líquidos, matéria-prima para a indústria petroquímica. A bacia de Eagle Ford Shale, no estado do Texas, teve 3.500 poços per furados apenas em 20 1 3 . No ano segui nte, 300 sondas terrestres estavam em operação na região. A produção de petróleo aumentou de 15 mil barris/dia em 2010 para 1,6 milhão de barris/dia em novembro de 2014. A produção de gás natural aumentou de 9 milhões de m³/dia em 2010 para 200 milhões de m³/dia em novembro de 2014.
Pressão da Opep Para 2015, a Agência Internacional de Energia (IEA) prevê o aumento de mais 1,3 milhão de barris por dia nos Estados Unidos. 24
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Foto: Agência Petrobras
Fonte: EIA – U.S. Energy Information Administration; e ARI – Advanced Resources Internation, Inc. Maio de 2013
Um alerta vermelho para a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Afinal, os norte-americanos vêm reduzindo gradativamente a sua dependência dos mercados externos. Dos 9,8 milhões de barris diários importados em dezembro de 2007, esse número caiu para 7,5 milhões. Se considerarmos apenas as vendas que a Opep fez aos Estados Unidos, veremos que a média registrada de 5,41 milhões
de barris diários em 2007 caiu para 2,9 milhões em 2014. De acordo com a Administração de Informação de Energia dos EUA, a produção local deverá superar o consumo doméstico em 2020, ano em que o país se tornará exportador líquido do combustível e deverá alcançar sua independência em matéria de energia. Para frear o ímpeto da transformação energética americana em curso, os árabes deram uma espécie de choque do petróleo às avessas. Motivada pelo excesso de oferta no mercado, a Opep decidiu manter os atuais níveis de produção para derrubar a cotação do preço do barril. Uma tentativa de inviabilizar a exploração das não convencionais. A Arábia Saudita, preocupada em assegurar o seu mercado, colocou todas as fichas na mesa. Resta saber quem terá mais fôlego para bancar a aposta.
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Riscos ambientais da exploração intensiva As reservas de folhelho representariam 10% do total do petróleo e 32% do gás disponível no planeta, segundo a IEA dos Estados Unidos. Mais de 30 países possuem reservas desse energético, mas poucos iniciaram a exploração comercial. Foto: Chuck Anderson_Penn State
A
s maiores reservas mundiais de shale gas estariam na China (36,1 trilhões de m³), que somente em março de 2012 perfurou seu primeiro poço. Em segundo lugar vem os Estados Unidos, seguidos da Argentina. Há depósitos semelhantes em outros países, inclusive no Brasil, sendo que a Argentina é onde a exploração do gás não convencional mais se expandiu na América do Sul. Mas os EUA foram os primeiros a desenvolver tecnologia economicamente viável para extrair o gás e, em alguns lugares, também o óleo contido no xisto. Entretanto, apesar de ser mais barato do que a gasolina e menos poluente do que o carvão, os riscos de extração dessa fonte de energia para o meio ambiente ainda não são totalmente conhecidos. Para extrair esse gás, que está preso em camadas profundas, as companhias petrolíferas utilizam a técnica do fracking, que consiste em fraturar as finas camadas de folhelho (é uma rocha com formação em camadas) com jatos de água sob pressão. A água recebe adição de areia e de produtos químicos que mantêm abertas as fraturas provocadas pelo impacto, mesmo em grandes profundidades. A outra técnica é a perfuração horizontal. E para ter maior produção e rentabilidade, as petroleiras têm de perfurar milhares de poços e injetar milhões de litros de água sob altas pressões, abrindo as lâminas da rocha (por isso o xisto é também chamado de folhelho). Grãos de areia misturados à água se alojam entre elas, mantendo-as abertas, e assim, o gás escapa através do poço até a superfície.
defeitos genéticos. Desde então, o movimento ambientalista norte-americano mobilizou-se contra o fracking.
Produtos químicos são usados para ajudar no fraturamento da rocha. Cerca de metade da água retorna contaminada à superfície. Segundo os críticos, essa técnica deveria ser proibida porque causaria a contaminação do solo e dos lençóis freáticos por gases e produtos químicos. Em Pittsburgh, cidade do estado americano da Pensilvânia, fazendas convivem com os polos de produção desse energético. E as empresas que ali detêm os direitos de exploração do subsolo recusam-se a indenizar os fazendeiros que alegaram contaminação das águas e morte de animais por
Produção de vida curta – Um fator crucial que poderá acentuar os impactos ambientais e comprometer a sustentabilidade econômica dos projetos de exploração do shale gas, é que a técnica do fraturamento hidráulico gera uma produção de vida muita curta. O alcance do pico de produção é tão rápido quanto o seu declínio. Torna-se necessário perfurar vários poços que demandam muitos investimentos. E quando a produção entra em queda, montanhas de dívidas se acumulam e colocam em risco qualquer objetivo de rentabilidade. Para evitar a diminuição do lucro, as companhias prosseguem escavando e bombeando outros poços para compensar aqueles que se esgotaram. Alguns especialistas afirmam que os Estados Unidos podem estar criando uma “bolha do gás”, que ao explodir provocará uma crise de abastecimento e aumento de preços que afetará a economia mundial. TN Petróleo 99
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Foto: Depositphotos
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O México
entra no jogo
O
México está abrindo o monopólio mais antigo da história do petróleo. O país foi um dos principais produtores do mundo e a sua produção começou a decair pela própria incapacidade de investimentos”, afirma David Zylbersztajn, da DZ Negócios e ex-diretor-geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural Biocombustíveis (ANP). A reforma vem em um momento de crise da indústria petrolífera mexicana. Apesar de o país ter elevado os investi-
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Foto: Depositphotos
O México está pronto para realizar o primeiro leilão de blocos para exploração de petróleo e gás natural, abrindo o mercado para empresas e investidores internacionais.
mentos de US$ 4,8 bilhões em 2001 para 26 bilhões de dólares em 2013, a produção de petróleo declinou desde o pico de 3,4 milhões de barris por dia em 2004 até 2,5 milhões de barris por dia em 2012. Uma perda de quase um milhão de barris diários nos últimos oito anos. “Pela localização, o conhecimento geológico e a tradição que o México tem no setor de petróleo, o país tem
tudo para deslanchar e retomar o status de relevante província petrolífera” completa. Com o fim do monopólio, a Pemex (Petróleos Mexicanos) está autorizada a celebrar contratos de licença de produção, produção compartilhada, contratos de compartilhamento de lucros e contratos de serviços. Ultrapassada recentemente pela Petrobras no ranking das maiores petroleiras do mundo – divulgado pelo Petroleum Intelligente Weekly (PIW) – a companhia deverá alcançar a produção de 3,5 milhões de barris por dia em 2025. Na primeira licitação da chamada “Rodada Um” – que abrange um total de 169 blocos
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em uma área de 4.222 km² – o governo apresentou os 14 blocos no Golfo do México que serão explorados por meio do regime de partilha por um período de 25 anos, com possibilidade de duas prorrogações de cinco anos cada. A licitação das áreas estará aberta de 15 de janeiro a 15 de julho de 2015. De acordo com Juan Carlos Zepeda, presidente da Comissão Nacional de Hidrocarbonetos, os especialistas estimam que os 14 blocos contêm um total de 687 milhões de barris de produção de petróleo. As condições estabelecidas pelas autoridades mexicanas permitem que as empresas concorram individualmente ou através de consórcios, desde que o capital contábil seja de US$ 1 bilhão. Nenhuma delas poderá concorrer em mais de cinco blocos. Alguns analistas estimam que os investimentos no setor podem chegar a US$ 15 bilhões por ano.
No rastro do Brasil As mudanças do setor energético mexicano estão provocando debates que implicam diferentes perspectivas legais. A reforma requer a elaboração de um novo marco regulatório de exploração e produção de óleo e gás no país. E o novo arcabouço jurídico guarda
fortes semelhanças com as práticas adotadas no Brasil à época da edição da Lei do Petróleo (1997) – à exceção do nível de conteúdo local para a aquisição de bens e serviços que, no primeiro momento, a Secretaria de Energia do México (Sener) fixou em 25%, portanto, bem inferior à média de conteúdo local para a fase exploratória no Brasil. Foi estabelecido que deve haver uma “Rodada Zero” antes que as companhias privadas tenham a oportunidade de obter direitos exploratórios. À Pemex ficam garantidos os direitos sobre as áreas em que investimentos em atividades de exploração e produção já tenham sido iniciados. Só depois as empresas poderão competir de igual para igual com a estatal. “O Poder Legislativo no México criou a chamada ‘Rodada Zero’, prevendo a retenção de campos produtores (100%), áreas com reservas provadas e possíveis (83%) e exploratórias (31%) pela Pemex”, analisa Paulo Valois, advogado da L. O. Baptista, Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira, Agel.
Reestruturação de uma gigante Em 1938, o carismático general revolucionário Lázaro Cárdenas, então presidente do México, anunciou, através de uma mensagem radiofônica, a nacionalização da indústria petrolífera do país. Com a descoberta do complexo de Cantarell, em 1976 – que entrou em operação em 1979 e chegou a ser o segundo maior produtor do planeta – a Pemex se tornou umas das maiores
petrolíferas do mundo. Mas com o passar do tempo, o declínio do campo produtor, que atingiu o seu pico em 2004, aliado à ineficiência e à má gestão paralisaram a capacidade da empresa em reinvestir em tecnologia e exploração.
O modelo do regime de partilha também foi pensado de forma bastante similar à brasileira: “Assim como a Petrobras, a participação predominante da Pemex no cenário geopolítico local foi preservada, com a retenção de 30% de participação em alguns casos”, finaliza o advogado.
Em busca do eldorado Dos 169 campos de produção que serão ofertados pelo Ministério de Energia do México, 47 estão situados num raio de 110 km de Tampico, cidade localizada no Golfo do México e berço da indústria petrolífera do país. Conhecida como “Cinturão Dourado”, a região tem um longo trecho de terras onde estão depositadas imensas reservas de petróleo não convencional. Outra bacia promissora é a de Chicontepec, uma área de 3.800 km² que abriga 40% das reservas petrolíferas do México. Descoberta em 1926, lá o petróleo é encontrado em rochas com pouca permeabilidade e porosidade. Uma complexidade geológica que exige maiores investimentos em tecnologia, razão pela qual a Pemex nunca conseguiu obter uma produção estável. Mesmo tendo estipulado uma meta de produção de 600 mil bpd em 2014, a companhia teve que se contentar com 47 bpd. Apesar de ter perfurado alguns poços em águas profundas no Golfo do México, a Pemex ainda não possui produção comercial por falta de recursos. Agora, a estatal terá a oportunidade de acessar reservas outrora inexploradas e se beneficiar da proximidade com os Estados Unidos. TN Petróleo 99
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pré-sal
Foto: Agência Petrobras
especial: exploração
brasileiro:
desenvolvimento em tempo recorde
O Brasil também sofreu forte impacto na primeira década desse século com a descoberta do pré-sal, em 2006, que o elevou a um novo patamar no cenário energético mundial.
O
imenso reservatório dessa nova fronteira, que se estende por mais de 800 km (e 200 km de largura), desde a costa de Santa Catarina até o norte do litoral capixaba, abrangendo as bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, fez com que os olhos do mundo se voltassem para cá. A camada de sal, que não está distribuída de maneira uniforme, atinge espessuras de até 2.000 m em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. A despeito dos desafios tecnológicos e logísticos, apenas oito anos depois da primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, em meados de 2006, a Petrobras atingiu a produção de 739,5 mil 28
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barris de óleo equivalente por dia, sendo 607,1 mil barris diários de petróleo e 21 milhões de m³ de gás natural por dia, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Um feito que levou dez anos para ser alcançado no Mar do Norte e 20 anos na porção americana do Golfo do México. A alta produtividade dos poços do pré-sal vem possibilitando ao país, e à Petrobras, principalmente, retomar a curva de crescimento da produção. Este índice, bem acima da média mundial explica-se, em grande parte, pelos esforços da petroleira em melhorar a eficiência operacional dos projetos relacionados à exploração e produção do
pré-sal, construindo e interligando novos poços. Soma-se a isso a entrada em operação de novos sistemas de produção em 2014: começaram a produzir na Bacia de Campos, a P-58, no Parque das Baleias, e a P-62, no campo do Roncador. Na Bacia de Santos, entraram em operação os FPSOs (floating production, storage and offloading) Cidade de Mangaratiba (na área de Iracema Sul, no campo de Lula, em outubro) e o Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), em novembro. Até 2018, os investimentos em desenvolvimento das reservas estimadas do pré-sal alcançarão o valor de US$ 200 bilhões. Serão instaladas mais 20 plataformas, sendo
O petróleo dá as cartas nas Américas
Novas fronteiras exploratórias No final de dezembro de 2014, a Petrobras anuncia que a produção total de petróleo atingiu de 2 milhões e 111 mil bpd em novembro, somando 2 milhões e 556 mil barris de óleo equivalente (óleo e gás natural) por dia, o que representa um crescimento de 10% ao longo do ano de 2014. A empresa anuncia também que a Unidade Operacional da Bacia de Campos atinge eficiência de 85,8%, a maior dos últimos 55 meses. Para 2020, o plano estratégico da empresa prevê que a produção diária alcance 4 milhões. E tem grandes expectativas em relação às novas fronteiras, em águas ultraprofundas da Bacia Sergipe-Alagoas e na margem equatorial brasileira. As primeiras incursões foram promissoras nessas regiões, com descobertas de gás e petróleo de boa qualidade. As atividades na Bacia Sergipe-Alagoas começaram em 2010, com a perfuração do poço Barra e, em 2012 e 2013, dos poços Farfan, Muriú e Moita Bonita, que confirmaram a existência de uma nova província petrolífera naquela região. Tanto que já há previsão para o início da produção dessa bacia, com o primeiro óleo datado para 2018, conforme o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras. Na Margem Equatorial, que alcança uma área entre a Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte, até a foz do rio Amazonas, a primeira descoberta significativa foi realizada no final de 2013, sendo confirmada em 2014. É também a primeira descoberta em águas ultraprofundas da Bacia Potiguar, em profundidades de água de 1.731 m, a cerca de 55 km da costa do estado do Rio Grande do Norte. O poço vai superar os 5.028 m.
Com mais de 8,5 mil km² de costa, novas fronteiras podem ser desbravadas na costa brasileira. Principalmente após a retomada dos leilões, que tem a 13ª rodada prevista
indicadores tn
para maio de 2015. A expectativa é de que o governo anuncie até fevereiro as áreas a serem ofertadas pela ANP. O pré-sal terá leilão próprio, mas ainda com data indefinida.
Vaca Muerta, um trunfo geológico Shale oil e gas na ARGENTINA: áreas identificadas Fonte:
Oceano Atlântico Vaca Muerta
Bacias identificadas Cidade
Imagem: Divulgação
19 na Bacia de Campos e uma na Bacia de Santos. Ainda em 2018, o pré-sal responderá por metade da produção total da Petrobras.
Fonte: EIA – U.S. Energy Information Administration; e ARI – Advanced Resources Internation, Inc. Maio de 2013
A formação geológica de Vaca Muerta, na bacia Neuquina, no sudoeste da Argentina, tem uma área que se estende por 30.000 km² com um potencial estimado de 21 bilhões de m³ de shale gas e 26.900 milhões de barris de petróleo não convencional. Esta jazida tornou a Argentina a segunda maior detentora de reservas recuperáveis de shale gas do planeta. Dos 30 mil km², a YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) é dona de 12 mil. Apesar dos problemas econômicos
que afetam o país, empresas como a Chevron, a Dow e a Petronas fecharam acordos para viabilizar a exploração dos depósitos de xisto no país. Há três anos, a Argentina enfrenta o problema de insuficiência energética. Um custo que onera US$ 6 bilhões por ano aos cofres do país. Isso faz com que a extração das reservas de Vaca Muerta, enterradas a quase 3 km de profundidade, se torne fator indispensável para que o país consiga suprir a sua demanda interna e volte a exportar energia. TN Petróleo 99
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