Reservas de gás caem pela metade


O envelhecimento dos campos de petróleo e gás natural, associado a fatores como a falta de grandes novas descobertas levaram não só a produção, mas também as reservas do Rio Grande do Norte a afundarem nos últimos dez anos.  Entre 2002 e 2011, as reservas provadas de gás natural do estado, no mar, caíram pela metade e a produção, também no mar  - área que é a grande aposta da Petrobras a partir de 2013 - encolheu 63,88%. Os dados são do Anuário 2012 da Agência Nacional de Petróleo (ANP), divulgados esta semana,  e avaliam a evolução no período de 2002 a 2011. 

DivulgaçãoAnabal Jr.: é preciso abrir concessões para empresas independentes
Anabal Jr.: é preciso abrir concessões para empresas independentes
Embora não tenham relação entre si, a queda nas reservas é considerada por especialistas mais preocupante do que o declínio na produção e pode puxar para baixo a capacidade  de atração de investidores para o estado.

As  reservas provadas de gás natural no mar e em terra caíram 55,6% e 59,12%, respectivamente, entre os anos 2002 e 2011. A produção de gás natural, no mar, encolheu 13,59%, em 2011, se comparada a 2010.  Já a produção de petróleo no mar, neste período, caiu -26,29%. 

O presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip), Anabal Santos Júnior, alerta para dificuldades em captar novos investimentos caso a queda nas reservas não seja contornada. 

O coordenador do curso de Engenharia do Petróleo e Gás da Universidade Potiguar, Wendell Lopes, também considera mais preocupante a queda nas reservas. "Novas reservas significativas precisam ser descobertas para amenizar essa queda constante nas reservas comprovadas. As atuais reservas locais podem estar chegando a um esgotamento a longo prazo", adverte.

O Brasil tem um histórico considerado pela Abpip como "pobre de exploração". O país conhece apenas 6% das bacias sedimentares terrestres do país. "O portfólio de reservas é mantido  com pesquisas de novos campos e novas concessões, à medida que isso não acontece e os existentes vão se exaurindo a tendência é declínio", observa.

A situação, segundo ele, se agravou devido a dois fatores: as atenções voltadas para a exploração da camada do pré-sal e a não realização de novos leilões, nos últimos seis anos. 

"Como a indústria do petróleo é de longo prazo, os efeitos de decisões de hoje só tem reflexo em cinco, dez  anos. A queda nas reservas é fruto negativo da falta de leilão", analisa Santos. 

Pela dimensão e importância do pré-sal foi necessário criar uma série de ajustes regulatórios e legais. A composição de uma nova política de distribuição dos royalties do petróleo do pré-sal - fator condicionante para a realização do leilão da ANP - acabou adiando a rodada de leilões, prevista agora para 2013.  "Há uma debandada de investidores devido a indefinição do leilão", diz Anabal.

A solução de retomada de campos maduros passaria por uma política nacional de fomento para a pequena e média empresas. "A Petrobras cuidaria dos grandes investimentos do pré-sal e abriria concessões para as empresas independentes explorarem campos menores", defende ele.  No Brasil, são 40 empresas independentes, que respondem por 0,1% da produção nacional e geram 2,6 mil empregos diretos e indiretos.

A TRIBUNA DO NORTE procurou desde a última terça-feira, via telefone e e-mail, a Petrobras, que não disponibilizou porta-voz, tampouco respondeu, até o fechamento desta edição, na sexta-feira, os questionamentos enviados.

Perdas de petróleo e gás não são exclusividade do RN, diz ANP

A queda nas reservas provadas e produção de petróleo e gás natural não é um fato isolado no Rio Grande do Norte, no período entre 2002 e 2011. De acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), que divulgou o Anuário 2012, há registros também de recuo nas  reservas de gás no mar nos estados produtores Ceará (-19%), Sergipe (-10,22%) e Bahia (-9,36%), na comparação 2011-2010. 

Tais bacias são classificadas, pela ANP, como bacias maduras, em estado adiantado de exploração e produção e cuja produção se encontra em declínio. Tanto a redução nas reservas como na produção já eram esperadas, segundo o ex-secretário estadual de Energia e presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates. 

Sobretudo na Bacia Potiguar, a ANP alega que a variação entre as reservas provadas no período de 2002 e 2011, é cerca de 80% devido à produção realizada (redução do "estoque original"), o restante (20%) deu-se em função de revisões (reavaliações) realizadas pelas empresas operadoras das concessões. 
Júnior SantosNo Rio Grande do Norte, a Petrobras pretende iniciar a exploração em águas profundas em 2013
No Rio Grande do Norte, a Petrobras pretende iniciar a exploração em águas profundas em 2013

Para o coordenador do curso de Engenharia do Petróleo e Gás da Universidade Potiguar, Wendell Lopes, é normal que exista esta queda. "Com o passar do tempo, a contínua produção de petróleo, associada à ausência de descoberta de novas reservas significativas faz com que quedas de produção como esta sejam esperadas", explica. 

Para o professor, projetos desenvolvidos pela Petrobras para injetar vapor e estimular a produção nos campos produtores que atingiram a  maturidade, associados a investimentos na exploração de águas profundas "vão fazer o RN retomar o crescimento na produção de petróleo e gás natural".

A queda na produção do gás, de -13,59% no mar e crescimento de 0,99%, em terra, entretanto, não é preocupante. "Grande parte do gás produzido é comercializado. Além do que há investimentos para exploração em águas profundas", afirma.

O número de poços produtores de petróleo e gás no mar caiu 13,59% entre 2010 e 2011, no Estado, passando de 103 para 89. A variação pode ser atribuída, de acordo analise da ANP, a manutenção ou paralisação  de poços. Em 2012, a média de poços marítimos produtores no RN é de 93 poços por mês.

Em contrapartida, a produção de gás no Espírito Santo (parte da bacia de Campos e Espírito Santo) atingiu um crescimento de 62% no mesmo período, como resultado de atividades exploratórias, relativamente recentes, com descobertas significativas. 

De acordo com  a Agência, contribuíram para o aumento da produção o início de produção dos campos de Camarupim Norte e Canapu, e o incremento de produção de alguns campos marítimos, como por exemplo Peroá, Jubarte e Cachalote.

Bate-papo - Jean Paul Prates - presidente do Cerne

Como você analisa essa queda nas reservas e produção em petróleo e gás natural?

É um perfil natural de produção declinante, de poços maduros.

O que pode ser feito para reverter essa situação?

Deve se pensar o setor, rever as questões de politicas setoriais, fazer o levantamento das necessidades da Petrobras, dos fornecedores e das empresas independentes para formar um ambiente saudável em bacia madura. Não há falta de interesses. A própria Petrobras não quer sair desse nicho, porque quer desenvolver tecnologia em terra e na margem equatorial, que vai das bacias de Natal ao Amapá. A Margem Equatorial é uma das grandes vedetes do leilão da ANP, em alternativa ao pré-sal. E o RN tem boas chances de servir de base de operações para a Petrobras. Outra coisa para a retomada é  conciliar os interesses entre a Petrobras e os produtores independentes.

O que esperar do leilão da ANP?

Uma nova onda de investimentos, o que pode gerar um novo impulso exploratório, desde o zero, de áreas virgens, e descobrir novas potencialidades. Não diria de pré-sal, não há como dizer.  A rodada da ANP é importante no sentido de difundir informações e aumentar as apostas, provocar uma arejada de ideias sobre a geologia da região. Não estamos esgotados, devemos arejar o processo e ver o acesso democrático às oportunidades.

O mar, que é a maior aposta com exploração em águas profundas a partir de 2013, tem demonstrado os mais baixos desempenhos no RN. 

Isso não quer dizer que as áreas onde houve declínio, ou os métodos de recuperação não surtiram o efeito desejado. Quais forem os motivos que só a Petrobras sabe comentar. Em 1996, a Bacia de Santos também apresentava baixo desempenho, e foi área que depois se configurou como  de pré-sal.
da TN

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