Petróleo na Venezuela e as discrepâncias sobre as reservas

Opinião

Petróleo na Venezuela e as discrepâncias sobre as reservas

Há muita dúvida e discussão no ambiente técnico sobre o potencial das reservas provadas de petróleo na Venezuela, visto que grande parte do óleo descoberto é bastante pesado, com grau API muito baixo, difícil de ser produzido e escoado. Haverá muitos desafios para alcançar a produção do passado

Por José Almeida

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Coautores: Bruno Leonel e João Figueira

A indústria de petróleo nas Américas é bastante antiga, primeiro nos Estados Unidos com descoberta em 1859, México com a primeira descoberta comercial em 1904, nos arredores de El Ébano. Em 1910, essa região já produzia 100 mil barris diários. Na Venezuela, o primeiro poço descobridor foi o Zumaque-1, conhecido como La Estrella, perfurado pela Royal Dutch Shell em 1914, em Mene Grande (mene significa exsudação de petróleo). O poço Zumaque-1 e o poço Barroso-2, perfurado em 1922, por uma subsidiária da Royal Dutch Shell, ambos no entorno do Lago Maracaibo, marcaram o início da indústria do petróleo na Venezuela.

A demanda crescente por combustível, em face do rápido crescimento da frota veicular movida à gasolina, a transição de navios, movidos a carvão, para petróleo e a substituição do óleo de baleia por petróleo para iluminação e consumo doméstico levaram o governo americano a estimular a busca por petróleo fora dos Estados Unidos, até pela importância estratégica do petróleo no meio militar como ocorrera durante a Primeira Guerra Mundial.

A produção de petróleo na Venezuela, apesar das dificuldades com o óleo mais pesado, vinha num crescimento contínuo desde a década de 1940, alcançando seu máximo histórico de 3,78 milhões barris/dia em 1970. Após a nacionalização da indústria do petróleo no país, em 1976, com a criação da estatal PDVSA, a produção declinou bastante até 1985, talvez motivada pela mudança gerencial dos campos.

Com a acentuada queda, houve a necessidade de algumas mudanças para incentivar os investimentos, como a criação dos Convênios Operacionais para a reativação de campos maduros e os Convênios/Alianças Estratégicas, para o desenvolvimento da produção do petróleo extrapesado do chamado cinturão do Orinoco.

A produção voltou a crescer com a contribuição dessas iniciativas, entre 1985 e 1998, chegando a ultrapassar os 3 milhões barris/dia, quando Hugo Chávez assumiu o poder na Venezuela. Com a ascensão do Chávez, a PDVSA, já bem-posicionada e geradora de valor, passou por um período de turbulências que viria a ser marcado pelo declínio da produção.

Um marco do início dessa turbulência foi a demissão por Chávez, entre 2002 e 2003, de recursos humanos de alto nível técnico e gerencial da PDVSA. Em torno de 18 mil trabalhadores, que se opunham às suas ideias, foram sumariamente demitidos, o que representou a destruição de valorosa reserva de experiência e conhecimentos venezuelanos sobre a atividade petrolífera.

Após 2007, a indústria sofreu outro revés, com o cancelamento unilateral dos Convênios Operacionais e dos Convênios/Alianças Estratégicas, uma expropriação, ao convertê-los em empresas mistas controladas e operadas pela PDVSA. Assim a estatal assumiu o controle total da indústria, com o mandato de única operadora da produção de petróleo no país. Essa decisão trouxe consequências dramáticas para indústria.

Com a morte do Chávez em 2013, seu substituto, Nicolás Maduro, assumiu o poder com viés muito mais político e radical. E a indústria, que já vinha sofrendo com o declínio de produção, teve nova e acentuada queda, com a falta de profissionais qualificados na parte técnica e gerencial, a falta de capital para investir, a ingerência política dentro da PDVSA, falta de segurança jurídica dos contratos, entre outros motivos. Mas o fato é que produção foi ao fundo do poço, chegando a 569 mil barris/dia , conforme ilustra o gráfico neste artigo.

De acordo com várias fontes, inclusive da U.S. Energy Information Administration, a Venezuela poderia ter em torno de 303 bilhões de barris de petróleo em reservas provadas, sendo a maior reserva do mundo. No entanto, esse número, apesar de ser amplamente publicado ainda precisa de uma certificação definitiva, dada a natureza do óleo do Cinturão do Orinoco, considerado ultra pesado, denso, viscoso, que impõe muita dificuldade de transporte.   

Segundo a palestra do engenheiro venezuelano Diego González, da Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, em 18/11/2008, as reservas provadas da Venezuela em 2005 indicavam 80,6 bilhões de barris, assim distribuídos: 56,3 bilhões de barris de petróleo pesado e ultra pesado, até 21 API, dos quais 40,1 bilhões de barris do Cinturão do Orinoco, e 24,3 bilhões de barris de petróleo mediano, leve e condensados, acima de 21 API, de outros campos.

Reservas publicadas da Venezuela de 303 bilhões de barris, comparadas a 80,6 bilhões de barris referidas a estudos feitos em 2005, certamente trazem uma grande diferença, causada pelo pouco conhecimento do óleo do Cinturão do Orinoco. Há indicações de que essa jazida possa conter volume de 1,36 trilhão de barris de óleo in place (PDVSA Plano 2005-2012). Mas quanto desse óleo in place poderá ser produzido de forma técnica e econômica?

Assim, o fator de recuperação empregado pela PDVSA, que teria elevado de forma anômala as reservas provadas da Venezuela, soa prematuro, sobretudo porque a maior parte das reservas não está desenvolvida e/ou não tem planos de desenvolvimento da produção, necessitando de uma profunda revisão à luz dos desafios de mercado, técnicos, tecnológicos e ambientais, para melhor confiabilidade.

Os recentes eventos na Venezuela, que se sucederam após a captura e prisão do presidente Nicolás Maduro, expuseram alguns objetivos do presidente Donald Trump ao pretender revitalizar a indústria de petróleo da Venezuela. Entre eles, ter controle da produção e orientar essa produção como compensação pelas perdas das empresas norte-americanas com o cancelamento dos Convênios Operacionais e os Convênios/Associações Estratégicas, e garantir suprimento para o déficit dos EUA, cuja produção interna em torno de 13 milhões barris/dia não atende o consumo de 20 milhões barris/dia.

Mas os desafios são enormes.

Estudos recentes feitos por várias consultorias, entre as quais a Rystad Energy, apontam que a retomada de produções crescentes pode exigir quase US$ 200 bilhões ao longo dos próximos 15 anos, somente de capex, além de um corpo técnico de alta qualificação para tornar os poços produtivos e recuperar a infraestrutura bastante desgastada.

Há dúvidas sobre a origem desses recursos e se a Venezuela pode oferecer garantias jurídicas e regulatórias às empresas que aceitem tomar esse risco e fazer investimentos com essa magnitude. A Rystad calcula que mais de US$ 100 bilhões seriam necessários para a área de produção, incluindo perfurações de vários poços com alta tecnologia, e US$ 80 bilhões na área de infraestrutura, com reabilitações e construções novas.

O gráfico da Rystad que exibimos neste artigo e cujo conceito nos parece razoável reflete sem muito detalhe um possível cronograma de investimentos e os possíveis níveis de produções que poderiam ser alcançados. Imaginamos que o cronograma está compatível com os desafios e achamos que os números finais de produção, além dos investimentos, também vão depender do mercado de petróleo e das garantias oferecidas pelo mercado financeiro normalmente muito conservador.

De um modo geral, acreditamos que o mercado de petróleo ainda vai perdurar atrativo por pelo menos 50 anos. Mas permanece o risco dos preços futuros, pois ainda há muito petróleo a ser produzido em regiões menos complexas do ponto de vista geológico, como o Oriente Médio, a África, o Brasil e seus vizinhos da Margem Equatorial, com alta produtividade por poço.

O governo de transição na Venezuela, se for sábio, então poderá começar a reengajar operadores estrangeiros, trazendo profissionais de alto nível, reabrir arbitragens passadas, para os acertos de contas pendentes, introduzir um novo sistema de contratos, tipo o existente no Brasil, ao abrigo de agência reguladora forte e apoio legal garantido. E estimular o mercado de contratações de bens e serviços para a indústria petrolífera no país.

Isso encaminhado, mesmo num regime de transição, poderia atrair investimento de capital e humano.  A única certeza é que será um processo que pode levar alguns anos, como mostrado pela Rystad.

Volumes elevados de oil in place, como tem a Venezuela, não trazem benefícios para os venezuelanos se não forem transformados em reservas e produzidos. Para que a produção ocorra de maneira consistente serão necessários, além de capital financeiro e humano, estabilidade política, segurança jurídica, acesso ao mercado externo de serviços, compradores confiáveis para o petroleo, ausência de corrupção interna, aplicação correta das receitas do petróleo entre outros requisitos. Claro, isso também modificará, ao longo do tempo, a vida dos venezuelanos (para melhor).

A grande dúvida que permanece é se, no cenário da transição energética, haverá mercado futuro para o petróleo do Cinturão do Orinoco. Que esforços serão necessários para tornar esse óleo competitivo no mercado mundial? Salvo melhor juízo, eis algumas condicionantes para o petróleo do Cinturão do Orinoco encontrar espaço no mercado: 1. se a substituição energética se estender por muito tempo; 2. caso haja escassez de oferta de petróleo no mercado mundial; 3. seja desenvolvida tecnologia para torná-lo mais amigável ambientalmente.

De outra maneira, muito desse óleo pode nunca ser produzido.

 

*Bruno Leonel é geólogo na Petroil e João Figueira é geólogo e geofísico e trabalhou para a Petrobras na Venezuela

                          

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