Offshore

Brasil se concentra no controle de custos em águas profundas

Um executivo da Petrobras falando na Offshore Technology Conference (OTC) proclamou que as jogadas em águas profundas do Brasil são competitivas em custo com as jogadas no resto do mundo.

O custo de equilíbrio é “mais competitivo e muito bem comparado a qualquer pessoa em águas profundas ou peças de petróleo apertadas”, disse Rudimar Lorenzatto, diretor de desenvolvimento de produção e tecnologia da Petrobras.

Embora os desafios de custo e engenharia decorrentes da produção de petróleo em campos ultraprofundos sejam altos, ele disse que a produção prolífica combinada com inovações redutoras de custos permitem uma produção lucrativa de até US $ 35 / bbl.

Esse número representa o preço-alvo de equilíbrio para o desenvolvimento de Libra no Brasil e fica no meio de uma série de preços de produção brasileiros, que variam de US $ 20 / bbl a US $ 42 / bbl, disse Laura Rodriquez, consultora-gerente Americas, para Wood Mackenzie.

Isso é competitivo com a Bacia do Permiano, onde os custos de equilíbrio variam muito. Um gráfico recente sobre os custos de produção para o Permiano pelo Federal Reserve Bank de Dallas, baseado em uma pesquisa com 87 companhias de petróleo e gás, coloca o preço médio necessário para perfurar um novo poço no Permiano a US $ 48 / bbl.

A comparação de jogadas fundamentalmente diferentes usando estimativas de ponto de equilíbrio, que são calculadas de várias maneiras, às vezes com dados duvidosos, pode ser uma comparação de custo escorregadia. As médias não refletem a ampla gama de preços de equilíbrio entre operadoras e locais específicos no Brasil e nos EUA.

O fato de grandes empresas, como a ExxonMobil e a Chevron, estarem investindo enormes somas offshore no Brasil e no Permiano sugerem que ambas as peças podem ultrapassar os obstáculos de investimento necessários para se tornar um grande item de linha nos orçamentos dessas empresas.

Cada um tem diferentes pontos positivos e negativos. Os EUA em terra vêm com menos risco político e a capacidade de ajustar rapidamente a produção à economia em mudança. O Brasil oferece alguns dos maiores reservatórios offshore e a promessa de décadas de crescimento. Nos EUA, há debates sobre quando o Permiano atingirá o pico durante a próxima década. Os desafios de engenharia também são diferentes, embora ambos sejam assustadores à sua maneira.

Em última análise, a medida financeira que importa é a taxa de retorno. Não existe uma fórmula definida para calcular os preços de equilíbrio, e os resultados podem variar dependendo dos dados escolhidos. No entanto, uma vez que os preços do petróleo caíram em 2014, o break-even tem sido, muitas vezes, o caminho usado para rastrear o ritmo do corte de custos.

O Brasil estava enfatizando os barris de baixo custo durante suas apresentações de OTC, já que se prepara para os próximos três leilões offshore neste outono. Um deles se destaca do restante: a oferta de Transferência de Direitos, que envolve quatro blocos com reservas provadas, totalizando de 6 a 15 bilhões de barris de petróleo, segundo a ANP, a agência reguladora offshore brasileira que administra as vendas de direitos.

Este leilão foi descrito por Márcio Félix, secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, como “uma oportunidade sem precedentes na história da indústria offshore”. Um bloco dentro dessa coleção, Búzios, terá que cumprir essa promessa, porque ele vem com um preço que provavelmente não tem precedentes – o bônus mínimo sozinho é de US $ 17,3 bilhões. O pagamento da participação nos lucros excede 20%.

“Um dos principais componentes para melhorar a comercialidade das descobertas é evitar altas taxas”, disse Julie Wilson, diretora de pesquisa da Wood Mackenzie. A concorrência por arrendamentos no prolífico pré-sal do Brasil levou a algumas propostas realmente altas, mas o potencial era tão grande que poderia justificar esses valores, disse ela, acrescentando que “evitar altos termos fiscais nem sempre é possível”.

Criação ou Destruição de Valor?

As estimativas de ponto de equilíbrio para campos em águas profundas incluem uma grande questão: Como a produção e a tecnologia evoluirão nas próximas décadas?

Buzios carrega um preço de equilíbrio de US $ 42 / bbl de acordo com a Wood Mackenzie, que espera que o total de barris produzidos no bloco de transferência de direitos seja de cerca de 10 bilhões de bbl.

“Favorabilidade geológica e prospectividade, que estou convencido de que são insuperáveis ​​no mundo, talvez sejam boas demais para serem compreendidas ou acreditadas”, disse Cleveland M. Jones, pesquisador do Instituto Nacional de Petróleo e Gás (INOG).

Jones alerta contra o otimismo excessivo, apontando para os muitos riscos de longo prazo do país. Nos últimos anos, a indústria petrolífera brasileira enfrentou um escândalo maciço de corrupção, regulamentações que sufocaram o investimento internacional, grandes problemas de gestão na Petrobras e uma profunda recessão.

Ainda assim, as reservas poderiam justificar o custo. As estimativas pressupõem que 25 a 35% do petróleo será recuperado. “Dada a longa história de produção esperada para esses campos e a tecnologia em constante evolução que está reduzindo os custos e aumentando os fatores de recuperação, é muito provável que os fatores de recuperação reais alcançados sejam significativamente maiores, talvez na faixa de 40%”, ele disse.

Com o tempo, os gerentes de projeto brasileiros também encontraram maneiras de reduzir o custo por barril. Desde 2015, a Petrobras e quatro parceiros internacionais encontraram mais de 100 maneiras de reduzir o preço de equilíbrio do projeto Libra, reduzindo-o de US $ 50 / bbl para US $ 35 / bbl.

Um dos primeiros problemas enfrentados pelos parceiros de Libra foi concordar com uma fórmula para calcular o preço de equilíbrio para que eles pudessem acompanhar seu progresso. “Todas as empresas diferentes têm critérios diferentes. Criamos um terreno comum ”, disse Osmond Coelho Jr., gerente geral de projeto e implementação de projetos para a Petrobras, durante uma apresentação de trabalho técnico sobre esse esforço (OTC 29336).

Preços o futuro

O esforço para reduzir o custo da primeira fase do desenvolvimento de Libra, conhecido como Mero, tocou quase todos os aspectos do projeto, que foi resumido em seis artigos sobre “testes de poço” durante uma sessão de uma tarde na OTC. As realizações incluíram um poço que produziu 60.000 BOE em um dia – 40.000 dos quais eram óleo leve – durante o teste de produção (OTC 29533).

Mas esse não foi um teste bem típico. Em vez de simplesmente analisar como o reservatório reagiu após a formação fluir, a equipe criou um método de teste projetado para simular um plano de desenvolvimento que exigisse reinjetar o grande volume de gás natural e o fluxo de dióxido de carbono com o óleo.

Os poços de produção foram emparelhados com poços de injeção a vários quilômetros de distância para testar como a combinação funcionaria. O FPSO fazendo o trabalho mudou de poço para poço em uma área que eventualmente será coberta por quatro desses navios.

Os relatórios da série de testes curtos foram positivos. A formação complexa mostrou-se amplamente permeável. Durante os testes curtos, eles não observaram avanços – volumes crescentes de gás reinjetado aumentando o corte de gás na produção. Aumento dos cortes de gás poderia maximizar o sistema de separação, limitando a saída de óleo.

A injeção de gás deve aumentar a produção de petróleo ao longo do tempo, mas os testes foram muito curtos para testar esse efeito. Quando a produção começa, o plano é injetar alternadamente água e gás. Para reduzir o custo dos tubos que correm para os poços em água com cerca de 7.000 pés de profundidade, eles planejam usar uma única linha, que será lavada entre os ciclos, em vez das duas linhas usuais.  

Experimentos estão sendo feitos com materiais compostos, em vez de tubo de aço, que muitas vezes desenvolve rachaduras quando expostos ao dióxido de carbono. E um separador submarino está em desenvolvimento para remover o gás no fundo do mar.

Os parceiros precisam reduzir o tempo que normalmente leva para colocar um megaprojeto em serviço e, ao mesmo tempo, encontrar formas inovadoras de reduzir o custo de fazer isso. Decisões de design feitas agora irão definir os limites do que pode ser produzido no futuro. Mas o projeto será limitado pelo seu contrato de 35 anos.

As equipes de projeto precisam “fazer tudo isso por um baixo custo e fazê-lo rápido o suficiente para tirar o óleo antes que o tempo do contrato acabe”, disse Paulo Sergio Rovina, gerente geral da Libra para a Petrobras.

Ninguém sabe se a Mero produzirá petróleo com um preço de US $ 35 / bbl, como planejado. Coelho já está procurando maneiras de reduzi-lo ainda mais. “No futuro, eu gostaria de voltar a isso para produzir Libra a US $ 30”, disse ele.

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