Segundo Kris Anderson, do Sustainable Gas Institute (SGI), o tamanho médio dos campos de gás natural que vêm sendo descobertos está ficando menor, e isso impacta o lucro dos investidores.

Em palestra recente para professores do RCGI – FAPESP-SHELL Research Centre for Gas Innovation (Centro de Pesquisa em Inovação em Gás), o pesquisador Kris Anderson analisou e comparou diferentes tecnologias submarinas de produção de óleo e gás, e alertou: é preciso que o uso dessas ferramentas tecnológicas faça sentido economicamente, pois há grande possibilidade de os investidores perderem dinheiro com pequenos campos de gás. Pesquisador do SGI (Sustainable Gas Institute), com sede no Reino Unido), Anderson é especialista em desenvolvimento e comercialização de tecnologias de separação de óleo e gás.

“Sabemos que o tamanho médio desses campos descobertos está ficando menor. Os campos pequenos de gás, offshore, têm intrinsecamente pouco valor. Não há muito o que tirar dali, então é preciso ser cuidadoso para saber se vale a pena porque, dependendo da situação, há sérias possibilidades do investidor perder seu dinheiro ali.”

Segundo Anderson, o Capex, investimento em bens de capital dedicado à infraestrutura offshore, muitas vezes pode custar mais do que vale o próprio gás. “Mesmo se houver lucro, pode não ser grande o suficiente para justificar o investimento de risco”, insiste. O motivo desse descompasso é a própria natureza da atividade, aliada à complexidade e aos custos das chamadas tecnologias submarinas. Grosso modo, são todas as tecnologias aplicadas no fundo do mar.

Tecnologias disponíveis – Anderson lista diferentes opções para o desenvolvimento de campos offshore: Plataforma fixa (FP); Compliant Tower (CT); Tension Leg Plataform (TLP); Mini Tension Leg Plataform (MTLP); Spar Plataform (SPAR); Floating Production System (FPS); Shutle Tanker e Floating Production, Storage and Offlaoding System (FPSO).

“O offshore brasileiro, por exemplo, é demasiado profundo para TLPs, e a maioria dos campos tem sido desenvolvida usando FPSOs. A profundidade da água faz dos sistemas submarinos um requisito necessário. Sistemas flutuantes de produção têm a vantagem sobre SPARS e TLPs, justamente por serem flutuantes. Já os SPARS geralmente são transportados para o local em partes separadas que são juntadas ali, no meio do oceano. Mas os SPARS são mais estáveis do que as TLP e podem deslocar-se lateralmente por meio do ajustamento das suas amarras”, compara.

O pesquisador explica que diversos fatores influenciam a escolha de uma ou outra tecnologia de exploração em casos específicos. Ele divide esses fatores em quatro grupos: fatores produtivos, fatores de reservatório, ambiente de operação e outras questões acerca do desenvolvimento de tecnologias submarinas. “Cada um desses fatores contém variáveis. E todas essas variáveis precisam ser fatoradas em uma possível modelagem do processo de exploração. Um exemplo: quando há muitos desníveis no fundo do oceano, é bastante complicado fazer dutos de mais de mil quilômetros, porque o ambiente de operação pode fazer subir os custos.”

Ele afirma que tecnologias submarinas, como o aumento do fluxo (saída) de óleo e a compressão, só se tornaram uma realidade comercial há cerca de dez anos, graças a tiebacks (conexões submarinas entre uma nova descoberta de petróleo e gás e uma unidade de produção existente) de longa distância. O uso desses tiebecks, explica Anderson, tem vantagens e desvantagens.

“Entre as vantagens estão a monetização de ativos ociosos e o prolongamento e melhor capacidade de utilização da infraestrutura existente. Além do mais, sua rápida instalação possibilita um período de tempo mais curto para atingir picos de produção. Os poços podem ser perfurados mais perto do local desejado, reduzindo custos de perfuração, e o Capex é menor do que o dedicado a uma plataforma offshore.”

Por outro lado, os tiebacks podem criar problemas de garantia de fluxo e são inadequados para reservatórios de alta complexidade. “Além disso, a intervenção nessas estruturas é difícil e bem cara, e a recuperação final de capital será inferior à obtida com uma plataforma de produção com capacidade de perfuração. E, apesar de ser menor do que o dedicado a uma plataforma offshore, o investimento em bens de capital ainda é relativamente elevado, da ordem de algumas centenas de milhões de dólares”, ressalta.

De acordo com Anderson, mesmo fazendo modelagens, nunca se sabe o quanto de retorno um campo de gás natural poderá gerar. Para lidar com essas incertezas, ele aplicou o método Monte Carlo de simulações, (uma técnica que quantifica a incerteza de previsões), tomando como exemplo alguns casos específicos. “Em vez de confiar em uma única previsão, você pode simular uma variedade de resultados possíveis para a melhor compreensão sobre a probabilidade de sucesso.”