Economia do Petróleo - O Desenvolvimento

Este é o Capítulo 3 de um artigo em que, respondendo à pergunta em vermelho abaixo, eu perpasso todas as demais.

O que é petróleo? Qual a sua composição química? Como foi formado? Como é encontrado na natureza? Como é feito o estudo geológico para encontrar o óleo? Em quais tipos de rochas se pode encontrar petróleo? Quais são as principais características que as rochas apresentam e que são indicativos de encontrar petróleo e gás natural? Se for mais de uma, quais são as diferenças entre elas? O que é preciso saber para se determinar que vale a pena perfurar um poço de petróleo? (*) Como é feito esse estudo? O que é pré-sal? Qual a diferença entre as demais áreas em que se encontra petróleo?

(*) pergunta adaptada - explicação no Capítulo 1 

Capítulo 1: O Risco (aqui, neste link)

Capítulo 2: A Exploração (aqui, neste link)

... muito óleo fica aderido às rochas-reservatório. Somente se recupera cerca de 30% a 35% do chamado Volume de Oil In Place, em média, sendo esse número conhecido como Fator de Recuperação. Entretanto, com o avanço das tecnologias, as técnicas de recuperação Secundária e Terciária vem aumentando substancialmente esse valor. A Noruega e o Reino Unido são campeões nesse quesito, com seus campos chegando a níveis de 50% ou até 60% de Fator de Recuperação.

Capítulo 3: O Desenvolvimento

Veja que, até agora, o investidor incorreu na MENOR parcela de investimento de seu empreendimento que é a fase exploratória (Exploração + Avaliação). Desenvolver um campo de petróleo, ou em outras palavras, implantar a infraestrutura necessária para colocar o campo em condições de ser produzido, requer a perfuração de poços produtores em grande número. Requer a instalação de Estações Coletoras e de Processamento de Óleo e Gás, aonde se separa a emulsão (mistura) óleo/água do gás que vem em solução, separa-se o óleo da água, trata-se a água para deixá-la apta ao descarte ou re-injeção, e extraem-se as últimas gotículas de óleo ainda em suspensão no gás, antes da queima (muita vez proibida) ou transporte. 

Após o processo, o óleo e o gás natural estarão em condições de serem exportados, ou entregues (ou vendidos) ao Refino, de onde sairão os derivados de petróleo e gás que nós, simples mortais, consumimos. Ninguém vai ao posto comprar óleo cru, e sim gasolina, diesel, gás natural veicular, querosene de aviação, óleo combustível, ou nafta (vinda do óleo ou do gás), e tantos outros subprodutos. Enfim, tudo precisa ser transformado para que seja consumido. Tudo isso é responsabilidade do Segmento de Downstream.

Voltando ao Upstream, se os campos são marítimos, o complexo Mundo Offshore, aquelas Estações de Tratamento e Processamento de Óleo e Gás Natural são instaladas em plataformas, fixas (limite de 300 metros de profundidade) ou flutuantes, sendo que, no Brasil, a solução mais adotada é o navio-plataforma. A sigla desses navios é FPSO – Floating Production Storage & Offloading, pois além de processar o óleo proveniente de rochas abaixo do fundo do mar, ele acumula a produção até que seja transferido (offloaded) para um navio de alívio, que levará o óleo processado para terra ou para outros destinos offshore. 

Nessas instalações reside grande parcela dos custos de desenvolvimento, além, claro, dos poços, produtores e injetores, cuja perfuração é complexa. De tremenda complexidade também é a completação desses poços, que é o conjunto de operações necessárias a colocar poços em produção, o que requer grande tecnologia para trazer a produção do fundo do mar até o navio, o que é um capítulo à parte de nossa indústria, as instalações de subsuperfície. Nessas páginas, o investidor se acostuma a termos estranhos como Árvore de Natal Molhada, que vem a ser um conjunto de válvulas colocado sobre cada poço, de modo a controlar seu fluxo, que pode custar a bagatela de 15 milhões de dólares. E tem que investir em Linhas (que ficam no leito marinho) e os Risers Flexíveis, complexos feixes de tubos e linhas de controle, que farão a mistura óleo/gás/água chegar à plataforma, a um singelo custo de mais ou menos 3 milhões de dólares por quilômetro!

Nesse quesito, é crucial o correto dimensionamento das instalações de produção em função dos níveis de produção previstos. Em primeiro lugar, há que se considerar que o petróleo é um recurso não-renovável. Ele está lá no fundo esperando o que se vai fazer com ele. Se abrir o poço na produção máxima que ele pode oferecer, no dia seguinte ele produzirá menos que o primeiro dia, e a produção do terceiro será menor que a do segundo, é o chamado declínio natural de produção. Isso configurar-se-ia numa explotação predatória do reservatório que, com toda certeza, resultaria numa depleção não otimizada potencial do campo, em outras palavras, recuperar-se-iam menos barris do precioso petróleo. 

Além disso, e principalmente em projetos marítimos, em que há limitação de espaço e carga para as plataformas, as instalações jamais deverão ser dimensionadas para o potencial máximo do campo. Dando números à situação, um campo do Pré-Sal, por exemplo, poderia produzir acima de 300 mil barris por dia (*), por plataforma, declinando rapidamente a 50 mil bpd em pouco tempo. Para se evitar essa instalação pouco inteligente, as plataformas são dimensionadas para, digamos, 150 mil barris por dia, e podem produzir o mesmo nível durante 3 ou 4 anos, período conhecido como Plateau de Produção (passamos ao francês…), evitando a chamada produção predatória e, além disso, certamente economizando enormes montantes de dinheiro em instalações superdimensionadas que logo ficariam ociosas.

(*) a maior plataforma instalada hoje 

é a do Campo de Agbami na Nigéria, 

com capacidade de 250 mil barris por dia.

Todos os montantes supramencionados são denominados CAPEX ou ‘Capital Expenditures’, são investimentos a serem remunerados, e depreciados com a produção ao longo da vida útil do campo. Outros dispêndios igualmente importantes são os custos operacionais para se manter o campo em produção, denominados OPEX, ou ‘Operating Expenditures’. Eles compreendem custo de pessoal, produtos químicos para o processamento, energia para se manter tudo funcionando, tarifas pelo uso de oleodutos e gasodutos de transporte, ou ainda custo dos navios de alívio em instalações submarinas, e demais despesas sem as quais o campo para de produzir. 

Isto posto, o esquema abaixo resume as diversas fases do Upstream no Petróleo (Exploração e Produção), comparando sua situação de risco e capital. Observa-se que, em geral, o Risco vai decrescendo com o avanço na cadeia, concomitante ao aumento do nível de investimentos necessários. Nota-se, no perfil de produção, aquele período de plateau para otimizar-se o nível de recuperação dos reservatórios e a razão custo-benefício dos investimentos em instalações! Note também, ao final da vida útil, um capital referente a Abandono das instalações, hoje mais conhecido como Descomissionamento, que consiste em tamponar todos os poços, deixando-os com risco Zero de vazamento,e deixar o terreno nas mesmas condições que existiam antes da descoberta. No mar, o objetivo é deixar a fauna marinha com menos interferência possível da mão humana! Tratam-se de montantes vultosos, de tamanha monta que hoje há setores especializados nas companhias que, por outro lado, procuram meios de estender a vida útil econômica o mais possível. A Bacia de Campos está com muitos campos nessa situação, porém há um incentivo para que se aumente o Fator de Recuperação dos mesmos. O maior risco aqui é o agente regulador não ser forte o suficiente para impor que realmente sejam definitiva e adequadamente abandonadas as instalações!

Próximos capítulos: 

Capítulo 4: A Viabilidade

Capítulo 5: O Pré-Sal