CONSULTOR AVALIA QUE INVESTIMENTO DE PETROLEIRAS ESTÁ AQUÉM DO NECESSÁRIO PARA ELEVAR PRODUÇÃO DE CAMPOS ONSHORE

A entrada de novos players na produção nacional de óleo e gás, sobretudo no segmento onshore, é apontada por muitos como um dos movimentos que ajudaram a aquecer o setor nos últimos anos. A Petrobrás, antes dominante na operação de campos terrestres, deixou de investir nesses ativos, o que acabou reduzindo a produção dos campos. Tempos depois, a petroleira decidiu vender várias dessas concessões para concentrar-se em campos do pré-sal. Depois de negociados, os campos terrestres voltaram a registrar ganhos de produção com os investimentos das novas operadoras. Mas para o consultor de óleo e gás, Luciano Seixas Chagas, ainda há muito espaço para que as petroleiras independentes aumentem ainda mais a extração de recursos desses campos. “Os novos [operadores] têm a obrigação conjunta de retornarem à produção expectada, e aumentá-la com mais investimentos além dos usuais de manutenção. Por enquanto, isso ainda não ocorreu nos ativos comprados e, na minha opinião, absolutamente por falta de investimentos e até por desconhecimento dos reservatórios, sob a tutela de diferentes gerências e companhias”, avaliou. “Enfim, são necessárias todas as técnicas capazes de aumentar as áreas e volumes varridos atualmente pelos fluidos, quebrando inclusive o arranjo arquitetural natural que propicie a expulsão de petróleo. Isso precisa de alocação de sondas de workover, sondas de perfuração e uso de outros métodos de recuperação já conhecidos”, acrescentou.

Para começar, poderia relembrar um pouco aos nossos leitores sobre a venda desses ativos onshore? Qual foi a justificativa para a venda desses campos?

Na vigência do ano de 2015 e anunciado em março de 2016, a então gestão da Petrobrás iniciou o projeto Topázio, decidindo vender todas as concessões de produção das bacias onshore, por serem pequenas demais e incompatíveis com o perfil de negócio da empresa, agora de maior porte, em face das produções de até 65 mil barris/dia dos poços do pré-sal.  

Sem entrar no mérito da decisão, é importante lembrar que, sob a mesma ótica, também foi vendida a acumulação de Carcará, hoje Campo de Bacalhau, com argumentos diferentes – o de ter pressões elevadas, apesar da sua produção potencial superior a 70 mil barris/dia por poço, também tida como incompatível com o perfil desejado, mesmo tratando-se da maior jazida de gás associado descoberta no Brasil. Difícil entender!

Como foram estruturadas as vendas desses ativos em terra?

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Primeiro, deixaram de fazer investimentos nos ativos, de modo irresponsável, mudando o perfil de produção, tornando-o deletério sob quaisquer aspectos, conforme observado no gráfico ao lado. Nele podemos ver, em vermelho, a tendência da produção existente e ajustada a uma curva de previsão.

Após 2015, já sem os investimentos mantenedores da produção, o comportamento da curva muda, resultando em declínios maiores e quedas de produção (gráfico menor, na parte inferior da imagem), de faturamento e no recolhimento de impostos. Isso penalizou as arrecadações em todos os níveis, com produção menor de 1,28 milhões de barris e de faturamento, em dólar e em real, da ordem de 109 milhões ou 0,6 bilhão, respectivamente, justo na Bahia, de grande território e pobre em arrecadação. Isso penalizou toda a população brasileira, principalmente a de estados e municípios produtores.

Nos demais estados, nada foi diferente, com perdas proporcionais aos montantes não produzidos, após. Também não ouvi ou li queixas retumbantes de quaisquer representantes sobre a perda expressiva de arrecadação, como deveria ser o mister dos dirigentes eleitos. Por tais razões, fiz uso anteriormente de advérbios e adjetivos pesados, tamanha foi minha indignação.

E quanto aos valores finais obtidos nas vendas? Eles foram adequados?

Os valores finais obtidos nas vendas não foram irrisórios se comparados às curvas de expectativa de produção de cada ativo, muito bem elaboradas pelo corpo técnico da Petrobrás. Essas previam produções consonantes com a tendência de declínio pré-2015, mas ainda inferiores aos ganhos potenciais que poderiam ser obtidos com maiores investimentos, que aumentariam a eficiência e área varrida dos reservatórios. Assim, seriam possíveis os aumentos nos fatores de recuperação dos campos brasileiros – ainda menores que os similares internacionais e que precisam ser incrementados.

Houve algum caso em que os novos proprietários dos polos de produção conseguiram superar as expectativas?

Dos polos de produção vendidos na Bahia, apenas no denominado Remanso houve ganhos de produção acima da taxa de declínio esperada. Isso por conta principalmente de investimentos prévios, via perfuração de novos poços redutores das malhas de drenagem, como os ocorridos nos campos de Mata de São João e Cassarongongo. Essas malhas foram adequadas aos potenciais existentes nos reservatórios, antes dissonantes das características intrínsecas de cada unidade produtora, em temos de espessura e eficiência de drenagem ótima dos estratos produtores, com boas propriedades de fluido e rocha como porosidade, capilaridade, permeabilidade, razão de solubilidade e etc.

O que ainda precisa ser feito para melhorar a produção nesses campos?

No gráfico exibido anteriormente estão algumas das boas performances e adequações dos campos baianos e o posterior desastre: entre os anos 1990-1999 a produção tinha declínio normal e necessitava de medidas capazes de reduzi-lo. Após, até 2015, a Petrobrás investiu em tecnologias que mantiveram e até aumentaram a produção, como mandam as boas práticas de gerenciamento ótimo de reservatórios, principalmente com reduções e adequações das malhas de drenagem, compatibilizando-as aos padrões de drenagem de múltiplos reservatórios existentes, com características e profundidades distintas e empilhados na vertical,  com áreas e volumes peculiares, como os existentes nos campos de Buracica, Taquipe e alguns outros.

Apesar de boa, ainda é necessária uma melhor drenagem desses reservatórios, agora com usos de novos métodos e de interações químicas, tais como choques mecânicos muito usados nos países da antiga URRS e ainda em avaliação no Brasil. Enfim, são necessárias todas as técnicas capazes de aumentar as áreas e volumes varridos atualmente pelos fluidos, quebrando inclusive o arranjo arquitetural natural que propicie a expulsão de petróleo. Isso precisa de alocação de sondas de workover, sondas de perfuração e uso de outros métodos de recuperação já conhecidos como injeção de CO2, polímeros, combustão in situ, injeção de vapor etc., além da injeção de água ora dominante, que têm valores elevados na recuperação (BSw maior que 95%), encarecendo e dificultando os processos.

A Petrobrás ainda tem algum papel a desempenhar nesses polos?

Claro. Ela pode e deve fazer tudo isso no polo que sobrou, o Bahia, alocando devidamente recursos e novas estratégias. Competências não lhe faltam. Convém lembrar que ativos reservatórios depletados também têm valor como acumuladores de energias geradas e transformadas por outras fontes, algo que os torna ainda mais valiosos. Para a economia, é bem salutar ter montantes produzíveis de reservas remanescentes da ordem de 0,6 bilhão de reais latentes, e demais, todas também atinentes aos atores compradores ora estabelecidos. Também adjacentes aos campos produtores, há ainda prospectos exploratórios ou plays bem mostrados na sísmica e que ainda precisam ser estudados e perfurados.

E quanto aos novos adquirentes dos ativos, qual é a responsabilidade deles?

Os novos têm a obrigação conjunta de retornarem à produção expectada, a mostrada no gráfico em vermelho, e aumentá-la com mais investimentos além dos usuais de manutenção. Por enquanto, isso ainda não ocorreu nos ativos comprados e, na minha opinião, absolutamente por falta de investimentos e até por desconhecimento dos reservatórios, sob a tutela de diferentes gerências e companhias.

Reservatórios são distintos como são as nossas digitais e assim devem ser tratados. Por exemplo, já vi bons estudos sobre as recuperações de óleo pesado da Fm Açu, feitas via injeção de vapor. A compreensão dos reservatórios lá existentes e a definição de cada unidade produtora, tamanho e método, foram bem-feitas e agora têm boa performance de produção. Lógico que processos do tipo sempre precisam de injeção de capital adicional. Com o petróleo na casa de 85 dólares e custos totais de produção elevados, na casa de 45,50 a até 60 dólares, o CAPEX de projetos iguais terá amortizações rápidas, principalmente por conta de infraestrutura de produção, tratamento e drenagem já existente, que assegurarão investimentos menores e retornos (payback) curtos de 3 anos ou menos, isso com taxas de atratividades mundiais da ordem de 13%, que embutem todos os riscos daqui.

Por outro lado, outros reservatórios já muito bem estudados pela Petrobrás ainda têm recuperações pífias, logo alguns com permeabilidades de rocha e de fratura elevadíssimas, da ordem de Darcies, quando a unidade mais comum é o mDarcies. Canalizar água injetada nos mesmos caminhos abertos é absoluta perda de eficácia e aumento de custos. Distribuir injeção pela área a ser varrida é o desafio, e para isso são necessários bons laboratórios montados, pilotos bem planejados e simuladores mais complexos para se obter melhores diagnósticos etc. Profissionais capazes existem no mercado e são necessários, principalmente orientadores, hoje denominados de mentores (só moda). Mesmo bem pagos, eles são e serão os de menores custos dos projetos. Por outro lado, há um excesso de “experts” com considerações surreais, que atrapalham e muito as decisões de rumos corretos e consequentes sobre as metas de recuperações finais pretendidas. Esses assustam.

E, ao seu ver, como os novos operadores devem tratar os campos marginais adquiridos juntamente com os polos vendidos pela Petrobrás?

Se os campos onshore eram pequenos demais para a Petrobrás, os marginais são, então, um problema igual para os novos donos, principalmente com as decisões de fusões que podem resultar em monopólios privados, repetindo o mote da concentração Petrobrás. Ter muitos atores e criar negócios diversificados são bons desinvestimentos. Por que os novos não vendem os campos menores, marginais, ampliando a atividade e adicionando a ela empresas de porte menor? Se isso não ocorrer, o discurso antes usado está imprestável. Também cabe à ANP fiscalizar para que tais ativos também sejam contemplados com aumentos da taxa de recuperação.

Uma outra questão é muito polêmica: por que os vendedores de ativos não entregam todos os relatórios técnicos e dados se eles passaram a não lhes ter serventia? Fora os estratégicos e tecnológicos, claro, todos deveriam ser vendidos ou entregues junto com o acervo físico comprado. Isso evitará redundâncias e a aplicação correta e recursos nas novas pesquisas, desenvolvimento e usos de novos estimuladores, os que realmente são diferentes e que farão aumentar a produção.

Também alguns compradores querem fazer caixa imediata para amortizar rapidamente o capital investido, em projetos cujo retorno estava condicionado a novos investimentos. E lamentam quando os resultados não aparecem, apesar de não fazerem o dever de casa. Tem de tudo.