Cmercado mais sóbrio
palestrantes em outro painel do evento, que abordou as questões tecnológicas, regulatórias, de infraestrutura e de investimento no gás não convencional na américa latina.
Modelo mais eficiente O presidente da schlumberger Brasil, José Firmo, foi o primeiro a enfatizar que é preciso que se abandone o brute force (fratura sequencial das rochas) e seja adotado um modelo mais eficiente, baseado em pesquisas prévias. “Há que se estudar onde será melhor perfurar os poços, onde os desafios geomecânicos serão menores”, disse, referindo-se principalmente às características de porosidade das rochas e heterogeneidade dos reservatórios. segundo o executivo, um dos grandes avanços da indústria americana no setor foi o desenvolvimento da tecnologia de fraturamento HiWaY, utilizada com êxito também em sete de uma sequência de 15 poços perfurados recentemente na argentina. “a troca de experiências para difusão tecnológica é um ponto chave para o desenvolvimento do setor”, defendeu. Hoje os estados unidos possuem 20% das reservas de shale gas e 80% da capacidade instalada de produção no mundo. O gás de xisto corresponde a 60% do gás produzido nos eua. a américa latina, por sua vez, reúne três dos países com maiores potenciais em reservatórios – argentina, México e Brasil. “existe o recurso e estão previstos investimentos de 3,2 bilhões de dólares no setor. Mas a eficiência operacional vai de-
pender de uma indústria ativa e colaborativa”, ressaltou Firmo. concordando com a importância dos estudos prévios, Paul Guthrie, gerente de risco econômico, global e estratégia comercial da Halliburton, chamou a atenção para os custos e a viabilidade econômica das operações no setor de gás não convencional. “Muito está sendo dito aqui na rio Oil sobre o potencial do não convencional para mudar a matriz energética. eu não quero dar um banho de água fria, mas tenho que destacar que o desenvolvimento desse setor é custoso.” Para guthrie, o investimento inicial – sobretudo quando se busca precisão na avaliação da capacidade dos reservatórios – é muito alto. “É preciso investir no estágio piloto, investir corretamente para encontrar
o máximo de valor. Mas continuar perfurando pode ser uma alternativa para não deixar cair a produção.” ele também destacou a importância de uma regulamentação que permita ao investidor mudar a direção de suas perfurações. “É preciso agilidade, para que a empresa possa decidir perfurar poços em outras regiões, se for o caso. O ritmo de perfuração é muito importante. Foi o que garantiu o sucesso das empresas americanas.” Por fim, renato Darros de Matos, diretor de e&P da imetame energia, comentou sobre a experiência de exploração da bacia de são Francisco, no Brasil, e os desafios enfrentados para identificar potencial e reduzir impactos ambientais. uma de suas recomendações foi a separação entre bacias onshore e offshore, e convencionais e não convencionais num novo marco regulatório.
Bacias terrestres também são atrativas O FUTURO DAS BACIAS terrestres brasileiras foi alvo de debate no painel ‘Fronteiras exploratórias terrestres brasileiras’. Álvaro Teixeira, secretário-executivo do IBP e Eliane Petersohn, superintendente de definição de blocos da ANP, falaram sobre os investimentos em estudos geológicos que vêm sendo feitos pela agência nos últimos anos nas bacias sedimentares terrestres, principalmente na região Norte do Brasil. Outro painel que teve a produção terrestre como destaque
foi o que discutiu a revitalização dos campos maduros onshore, atividade muito importante para a manutenção dos níveis de produção de petróleo. O superintendente de Jazidas da colombiana Ecopetrol, Jaime Orlando Castañeda, afirmou que a revitalização de campos maduros em todo o mundo pode resultar em um acréscimo de 25 milhões de barris de petróleo por dia em até 30 anos, quantidade equivalente ao volume estimado gerado por novas descobertas. Segundo ele, a empresa conseguiu alcançar um fator de recuperação de 18% nos últimos seis anos e uma produção diária de quase 800 mil barris. TN Petróleo 86
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