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'Refratura' renova entusiasmo com o xisto nos EUA

Dan Murtaugh, Linn Doan e Bradley Olson / Valor Econômico (13/07/2015)
A técnica, em si mesma, não é nada nova. Os trabalhadores do setor petrolífero do mundo inteiro são, há várias gerações, versados em seus princípios simples: identificar poços em processo de envelhecimento, de baixa produção, e alvejá-los com uma explosão de areia e água para aumentar o fluxo de petróleo. A ideia teve origem em algum ponto das planícies do Meio Oeste americano, nos idos da década de 1950.

Mas, num momento em que os engenheiros de hoje começam a aplicar o procedimento aos poços horizontais abertos durante o surto de crescimento da fratura hidráulica, que tomou conta dos campos de xisto betuminoso  americanos nos últimos dez anos, uma coisa mais poderosa, mais financeiramente gratificante, está acontecendo.

O curto período de vida útil desses poços, por muito tempo considerado talvez como o maior defeito isolado do setor de xisto, está sendo dilatado. As primeiras evidências dos efeitos da reestimulação sugerem que os campos podem, na verdade, conter reservas suficientes para durar cerca de 50 anos, segundo cálculos baseados em dados da consultoria Wood Mackenzie e da empresa de pesquisa financeira ITG Investment Research.

Se a expressão "fratura hidráulica" ("fracking", em inglês) encontrou lugar no vocabulário dos americanos, na medida em que o país avança rumo à independência energética, a "refratura" ("refracking"), como alguns funcionários de plataformas marítimas começaram a chamá-la, pode estar próxima desse destino. E, para um setor que foi severamente criticado pela queda de 50% dos preços do petróleo bruto nos últimos doze meses, a descoberta do potencial da técnica que custa uma pequena fração do montante investido no poço inicial traz de volta um sentimento de esperança.

Os riscos são muitos, e vão desde canalizar inadvertidamente o petróleo de um poço adjacente até comprometer definitivamente um depósito inteiro. E o tamanho da amostra, até agora, não é suficientemente grande para ser conclusivo, mas as gigantes do setor petrolífero, como a Marathon Oil e a ConocoPhillips, não estão esperando
para incorporar a refratura a suas operações de xisto.

Um estudo da Bloomberg Intelligence sobre cerca de 80 poços originalmente explorados na formação de Bakken, no Estado de Dakota do Norte, em 2008 ou 2009, e depois refraturados novamente, anos mais tarde, revela um nítido aumento da produção. Os poços produziram em média mais de 30% mais petróleo no mês que se seguiu à refratura do que depois de sua finalização original, segundo os analistas William Foiles e Peter Pulikkan.

Embora esses tipos de aumentos sejam importantes para as prospectoras convencionais, eles são decisivos no setor de xisto, onde a produção pode começar a cair dias depois do início da exploração de um poço. Empresas como a EOG Resources, a maior produtora de petróleo de xisto, reconheceram há muito que recuperam, de modo geral, apenas uma pequena fração do petróleo e do gás existente nos depósitos maiores e mais produtivos.

"Estamos assistindo a grandes mudanças na tecnologia de finalização, e tudo indica que elas só vão continuar", disse R.T. Dukes, analista das áreas de exploração e produção de petróleo da Wood Mackenzie em Houston. Ele estima que existem cerca de 100 mil poços horizontais passíveis de serem reestimulados. "Por esses critérios, tornasse significativo."

Até agora, foram feitas umas poucas centenas de refraturas de poços de xisto nos Estados Unidos, um número que, segundo previsão de Vincent, crescerá para pelo menos 3.000 nos próximos dois anos. E a IHS estima que elas virão a perfazer nada menos que 11% de toda a atividade de fratura hidráulica do país até 2020.

O processo de refraturar um poço não é tão diferente da fratura original. Água, areia e produtos químicos são empurrados poço adentro, para além das áreas anteriormente exploradas, a fim de criar novas fissuras ou de reabrir fendas da rocha já fechadas. É fácil as coisas darem errado. Se não for bem executada, a manobra pode tirar petróleo das zonas produtoras de outros poços, ou, pior ainda, acabar com um depósito. Há ainda a preocupação de alguns analistas de que a refratura se limite a acelerar o fluxo, sem aumentar o total real da produção ao longo da vida útil do poço. A EOG está entre as empresas relutantes em começar a usar o procedimento.

A refratura ainda está em seus "primórdios", disse Robin Mann, dirigente mundial do grupo de avaliação de recursos naturais e assessoria do escritório de Houston da Deloitte. "Há sempre o risco de que se possa danificar o depósito ou criar interferência entre poços."

Mas, num setor que tenta desesperadamente reduzir gastos depois que o petróleo caiu para menos de US$ 60 o barril, comparativamente aos mais de US$ 100 de um ano atrás, o baixo custo da técnica é muito atraente. Pelo fato de o primeiro passo do processo de fratura já ter sido dado a prospecção da cavidade do poço , as despesas
correspondem a apenas uma pequena parcela do custo de cerca de US$ 8 bilhões necessário para explorar um novo poço.

A Sanchez Energy, uma produtora de petróleo sediada em Houston, prevê gastar entre US$ 1 milhão a US$ 1,5 milhão por poço quando começar a realizar suas primeiras refraturas de poço horizontal, daqui a alguns meses. O volume adicional de petróleo e gás que a técnica conseguirá extrair de cada um, por seu lado, pode valer, pela cotação do dólar do dia 5, até US$ 2,5 milhões, segundo Chis Heinson, vice presidente sênior e diretor operacional da empresa.

"É um preço tentador", disse Heinson em entrevista no mês passado. "Havia um grande número de poços que, pelo que sabemos, foram finalizados originalmente com algo que poderíamos fazer melhor hoje. Isso é muito empolgante."

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Por Rafael Bitencourt | De Brasília (06/09/2013)
Por Marta Nogueira | Do Rio (06/09/2013)
Por Brian Spegele e Justin Scheck | The Wall Street Journal, de Maoba, China (06/09/2013)
Por Bárbara Pombo De Brasília - Valor Econômico (02/09/2013)
Por Roberto Rockmann - Para o Valor Econômico , de São Paulo- (02/09/2013)
Por Domingos Zaparolli | Para o Valor, de São Paulo (02/09/2013)
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Planejamento e Expansão (30/08/2013)
Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Planejamento e Expansão (30/08/2013)
Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Planejamento e Expansão (30/08/2013)
Por André Borges De Brasília - Valor Econômico (30/08/2013)
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre (30/08/2013)
Elisa Soares, Rodrigo Polito e Murillo Camarotto, Valor Econômico (29/08/2013)
Rafael Bitencourt, Valor Econômico (29/08/2013)
Por Rafael Bitencourt e Daniel Rittner | De Brasília (14/08/2013)
Por Daniel Rittner | De Brasília, Valor Econômico (14/08/2013)
Por Rafael Bitencourt e Leandra Peres | De Brasília (14/08/2013)
Por Daniel Rittner | De Brasília, Valor Econômico (12/08/2013)
Claudia Facchini, Valor econômico (09/08/2013)
Mônica Izaguirre, Valor Econômico (06/08/2013)
Rodrigo Polito, Valor Econômico (06/08/2013)
Ribamar Oliveira, Valor Econômico (01/08/2013)
Sergio Lamucci, Valor Econômico (01/07/2013)
Daniela Chiaretti, Valor Econômico (24/06/2013)
Claudia Facchini, Valor econômico (24/06/2013)
Carolina Medeiros, Canal Energia (24/06/2013)
André Borges, Valor Econômico (20/06/2013)
Marta Nogueira, Valor Econômico (20/06/2013)
Lucien Belmonte, Valor Econômico (20/06/2013)
Claudia Facchini, Valor econômico (19/06/2013)
André Edelstein e Eduardo Evangelista, Valor Econômico (17/06/2013)
Cláudia Schüffner, Valor Econômico (17/06/2013)
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