Por: Sandro Maciel (Principal Partner Well Intervention)
O plano de desinvestimentos da Petrobras é acompanhado de perto por todo mercado de O&G nacional e internacional, assim como também pela sociedade. A maioria dos ativos vendidos ou colocados à venda teriam pouca chance de crescer nas mãos da estatal, não por incapacidade técnica da empresa, mas por uma decisão estratégica de focar seus investimentos em ativos mais rentáveis na área offshore, especialmente em águas profundas (pré-sal), que devido à sua complexidade inerente consume bilhões de dólares em recursos.
Ao longo do tempo, com a produção ocorre a depleção dos reservatórios de óleo e gás que leva a redução da produção dos campos, exigindo novas campanhas de perfuração de poços produtores e/ou o uso de técnicas de recuperação secundária e terciária. Essas ações causam o aumento dos custos de produção, o que pode levar a um ponto de inviabilidade econômica. Esse é um dos fatores determinantes na tomada de decisão pelo encerramento das atividades e consequente descomissionamento das instalações. Muitos campos maduros e marginais da Petrobras estão próximos desta condição hoje, entretanto, podem ser ainda atrativos ao serem operados por empresas, mais enxutas e flexíveis, focadas especificamente neste tipo de operação.
Assim, a venda dos campos onshore e de alguns campos maduros do offshore evita que haja o descomissionamento precoce das estruturas de produção, prolongando a vida útil destes ativos, levando à extensão da vida útil dos campos, gerando adicionalmente, emprego, renda e atividade econômica. A extensão da vida útil dos campos, se apresenta como uma solução com ótimo “custo-beneficio”, além de socialmente positiva, pois garante maior nível de atividade econômica de um setor que remunera acima da média do país.
ARTIGO
É fato de que cerca de 70% da produção mundial de Petróleo & Gás é oriunda de campos maduros (Brownfields), que são campos que produzem há cerca de mais de 25 anos. Vale ressaltar que o Brasil hoje se encontra em um ponto fora dessa curva, pois com o advento da produção offshore no pré-sal, a maior parte de nossa produção vem de campos relativamente jovens (Greenfields) com menos tempo de produção.
Muito se fala sobre o Fator de recuperação (FR) de um campo produtor de petróleo e gás, que nada mais é do que a razão sobre o volume produzido sobre o volume total estimado da reserva (seja ela 1P – Provada; 2P – Provável ou 3P – Possível). Segundo estimativas, o FR mundial para óleo gira em torno de 35%, para se ter uma dimensão da importância do aumento da recuperação em campos maduros, considere que um incremento de 1% no fator de recuperação mundial equivale a 2 anos da demanda atual mundial de óleo e gás.
Fig.#1: Efeitos de 1% adicional no FR – ANP 2017
Estima-se que no Brasil, o FR médio estimado das reservas terrestres esteja em torno de 31%, segundo estimativas da ANP de 2017, um aumento de apenas 1% sobre o Fator de recuperação (FR) significaria uma produção adicional de cerca de 250 MMBoe (milhões de barris de óleo equivalente) (Fig. 1). Estes dados demonstram o grande potencial para a revitalização dos campos maduros, desde que justificado caso a caso, tanto técnica e economicamente.
Fig. #2: FR dos reservatórios Brasileiros por ambiente – ANP 2017
Fonte: ANP/SDP/Sigep
Com este desafio posto, faz-se necessário que a indústria de O&G brasileira responda rapidamente com soluções para cada cenário, seja técnico e/ou econômico, enfrentado pelos operadores.