Palavra de Sá

O desafio dos próximos investimentos em petróleo e gás no restante da Panamazônia

Na parte sul do Peru, a Bacia de Ucayali ocupa uma ampla faixa do sopé dos Andes e do piemonte adjacente. É uma bacia de foreland localizada entre o Arco Contaya, ao norte, e o Arco Manu, ao sul. Seu componente mais significativo é o campo de gás de Camisea, descoberto pela Shell Oil em meados da década de 1980, bem como meia dúzia de poços de produção menores perto da cidade de Aguaytía. Camisea está localizado no extremo sul da Bacia de Ucayali, em uma área única onde a justaposição de vários cinturões de empuxo e dobras levou ao aprisionamento geológico de volumes extraordinariamente grandes de gás natural e líquidos associados, sendo que os últimos são molecularmente semelhantes à gasolina e particularmente valiosos como commodity de energia. Em 2020, havia 32 poços de produção operando em três concessões (Lotes 56, 57, 88). Os poços são operados pelo consórcio Camisea, que é liderado pela PlusPetrol, a mesma empresa que recentemente abandonou suas concessões (e passivos ambientais) no norte do Peru. O desenvolvimento de uma quarta concessão de Camisea (Lote 58), que pertence à China National Petroleum Company (CNPC), está suspenso enquanto a empresa analisa sua declaração de impacto ambiental e as restrições logísticas que limitam sua capacidade de monetizar as reservas de hidrocarbonetos da concessão.

Os poços de Camisea estão conectados a uma usina de processamento operada pela Transportadora de Gas del Peru (TGP), que separa os líquidos e o gás antes da injeção em dois dutos paralelos. Aproximadamente sessenta por cento do gás natural é consumido internamente, enquanto o restante é exportado como gás natural liquefeito (GNL). Em 2020, a Camisea produziu cerca de 619 bilhões de pés cúbicos (17,5 bilhões de metros cúbicos) de gás e 37 milhões de barris de petróleo com um valor nominal combinado de aproximadamente US$ 2,8 bilhões. Isso gerou mais de US$ 460 milhões em receitas para o estado, dos quais cerca de cinquenta por cento foram devolvidos aos governos locais e regionais. Entre 2012 e 2022, a região de Cusco e suas jurisdições constituintes receberam ~US$ 1,7 bilhão por meio do sistema canônico de compartilhamento de receitas. Cusco compartilha os benefícios de 1.681 empregos diretos com Pisco, onde o terminal de exportação está localizado, bem como de aproximadamente 30.000 empregos indiretos em Lima, o principal mercado de gás natural.

Os proponentes do projeto destacam os benefícios da produção doméstica de gás, que economizou de US$ 10 a 20 bilhões adicionais em importações de petróleo, além de evitar maiores emissões de gases de efeito estufa quando o gás natural é comparado ao petróleo ou ao carvão. Menos apreciado é o papel que Camisea desempenhou no desaparecimento de várias instalações hidrelétricas de grande escala que foram abandonadas porque não eram economicamente competitivas com o gás natural.

O desenvolvimento de hidrocarbonetos nas paisagens tropicais da região de Cusco teve a oposição de grupos indígenas e defensores do meio ambiente porque os campos de gás são adjacentes ao território conhecido por ser habitado por várias tribos indígenas que vivem em isolamento voluntário. A presença dessas tribos e a necessidade de garantir o desenvolvimento de Camisea motivaram o governo a atualizar o status e melhorar a proteção legal da reserva indígena Kuga-pakori Nahua Nanti. Independentemente disso, o projeto foi cercado de controvérsias porque nem o Estado peruano nem os operadores aderiram aos princípios do consentimento livre, prévio e informado (FPIC) durante a construção do oleoduto.

As dificuldades relacionadas ao FPIC também impediram o desenvolvimento do Lote 58, que tem mais 2,3 trilhões de pés cúbicos de gás. Uma restrição mais relevante, no entanto, é a capacidade limitada do gasoduto, pois o gasoduto atual (TGP) está operando em sua capacidade máxima. Um segundo gasoduto (Gasoducto del Sur), que estava em desenvolvimento ativo entre 2010 e 2016, teria aumentado significativamente a capacidade de exportação do Peru e integrado suas regiões do sul em uma rede de energia dominada pelo gás. No entanto, a construção do gasoduto foi interrompida em 2017, quando a empreiteira principal, a Odebrecht SA, se viu envolvida no escândalo de suborno da Lava Jato, o qual levou à falência de sua subsidiária de oleodutos e à acusação de dois presidentes peruanos.

O projeto estava cerca de 35% concluído quando a construção foi interrompida, e a maioria de seus componentes (tubos de aço) está no Peru aguardando a resolução do processo de falência. A alta nos preços do gás natural em 2022 renovou os esforços de seus proponentes para concluir o projeto, rebatizado de Sistema Integrado de Transporte de Gás para o Sul (SIT Gas). A atual detentora do Lote 58 (CNPC) seria uma candidata lógica para financiar a conclusão do gasoduto. No entanto, os inevitáveis declínios de produção nas concessões adjacentes acabarão por criar capacidade dentro do gasoduto TGP existente.

<><> Madre de Dios

A seguinte bacia de sedimentos ao sul inclui a maior parte de Madre de Dios, no Peru, bem como áreas adjacentes em Pando, na Bolívia. Em linhas gerais, ela se assemelha à Bacia de Ucayali em termos de estrutura e idade, com um cinturão de dobras e pressões (fold-and-thrust belt) próximo aos Andes. Foi objeto de considerável exploração nos últimos vinte anos, começando com levantamentos sísmicos e poços exploratórios perfurados pela Mobile Oil (atual Exxon Mobil) e Texaco (atual Chevron) em meados da década de 1990. Foi verificada a presença de depósitos de petróleo, mas eles foram considerados não econômicos devido aos baixos volumes e ao alto custo de transporte do petróleo para o mercado.

Outro depósito potencial de gás natural foi identificado no Bloco 76, com recursos estimados em 8,7 trilhões de pés cúbicos de gás natural. O primeiro poço exploratório “teve um desempenho abaixo do esperado”, e a empresa, Hunt Oil, devolveu a concessão ao estado em 2018. A decisão de interromper seu desenvolvimento ocorreu durante a desaceleração do setor de hidrocarbonetos que se seguiu ao colapso dos mercados de petróleo e gás em 2014. O mercado deprimido, quando combinado com a paralisação do Gasoducto del Sur, também congelou a construção de um terceiro gasoduto que teria sido necessário para desenvolver as reservas potenciais que se acredita existirem em Madre de Dios.

A retirada das empresas de Madre de Dios é característica das dificuldades que marcaram o setor no restante do Peru, onde o número total de concessões em desenvolvimento caiu de 87 em 2010 para 30 em 2020. A recuperação dos mercados globais de petróleo e gás em 2022 pode mudar esse cálculo financeiro, mas o cenário de investimento para o desenvolvimento de mais projetos de gás no Peru deve ser ponderado em relação ao risco de conflito social, aos passivos ambientais e à maior competitividade da energia solar no deserto costeiro.

Uma plataforma de produção de gás no Lote 88 perto de Camisea, Peru. Essa plataforma tem cinco poços em operação e está conectada à usina de tratamento de gás de Malvinas por um gasoduto de alimentação que não pode ser visto sob o dossel da floresta. Chamado de “campo de gás convencional (sem xisto) de San Martin-Cashiriari”, ele é explorado por quatro plataformas adicionais que recuperaram cerca de 50% das reservas comprovadas do campo. A produção começou em 2004, atingiu seu pico em 2016 e a previsão é que encerre suas operações em 2048; o campo é operado pela Pluspetrol em nome de um consórcio que também inclui a Hunt Oil, a SK Innovation, a Sonatrach, a Techint e a Repsol. Fonte de dados: Tecnologia offshore (2021), ‘Campo de gás convencional do complexo San Martin-Cashiriari, Peru’

As bacias de sedimentos de foreland na Bolívia têm atributos estruturais e estratigráficos semelhantes aos de suas contrapartes peruanas. Reservas de gás de classe mundial estão sendo exploradas na Bacia de Santa Cruz-Tarija, localizada na margem sul da bacia amazônica. É amplamente aceito que há reservas de hidrocarbonetos igualmente grandes na bacia adjacente do Beni, que é separada da bacia de Madre de Dios pelo Arco de Madidi. Os esforços exploratórios da Texaco nos anos 90 e da PDVSA nos anos 2000 não conseguiram descobrir nenhuma reserva significativa, mas a empresa estatal de petróleo (YPFB) continua a explorar petróleo e gás.

<><> A Bacia do Solimões e o Campo de Gás de Urucu

A bacia sedimentar do Solimões é uma extensa província geológica localizada no centro do continente. A oeste, ela é circunscrita pelo Arco de Iquitos, que a delimita da bacia do POM, e a leste pelo Arco do Purus, que a separa da bacia sedimentar amazônica. As reservas convencionais estão localizadas em um sistema petrolífero típico: as rochas de origem são xistos devonianos e as rochas reservatório são arenitos carboníferos com armadilhas que se formaram durante o Jurássico, quando as forças tectônicas deformaram os estratos em anticlinais. Os xistos devonianos são relativamente espessos, com quantidades significativas de carbono orgânico (2% e 5%), o que os torna candidatos viáveis para o fraturamento hidráulico e a produção de gás de xisto.

Urucu é o nome usado pelos geólogos brasileiros para uma descoberta de petróleo e gás no Solimões. É o maior depósito em terra de recursos convencionais de petróleo e gás no Brasil. A área total abrange 3,8 milhões de hectares no centro aproximado do estado do Amazonas, que é subdividido em sete blocos de produção operados pela Petrobras (83.000 ha) e 16 blocos exploratórios (3,7 milhões de ha) detidos pela Rosneft, a empresa petrolífera estatal russa. As estimativas das reservas provadas e prováveis variam entre 1,1 e 5,2 trilhões de pés cúbicos de gás natural convencional, enquanto os recursos recuperáveis potenciais de gás de xisto podem chegar a 16,5 trilhões de pés cúbicos — aproximadamente equivalente aos de Camisea.

A primeira descoberta foi feita em 1986, após mais de uma década de exploração. A produção começou em 1989, mas os volumes iniciais foram limitados pela falta de infraestrutura de transporte. Isso foi resolvido em 1998 com a construção de um oleoduto de 280 quilômetros entre a usina de separação de Urucu e o terminal fluvial próximo a Coari (Amazonas), onde líquidos e gás comprimido podiam ser comercializados usando barcaças fluviais. Em 2009, foi construído um segundo gasoduto paralelo e outro que se estendia por 360 quilômetros até Manaus, com sete ramificações que forneciam gás natural para usinas termoelétricas que geram eletricidade em pequenos municípios na margem norte do rio Solimões. As operações foram gerenciadas por uma subsidiária da Petrobras, a Transportadora Associada de Gás (TAG), até 2020, quando foi vendida para a Engie Brasil.

A produção de líquidos diminuiu constantemente desde 2000 (45.000 para 15.000 bpd) porque a Petrobras coletou preferencialmente gás-líquidos. Em contrapartida, a produção de gás natural aumentou no mesmo período (245.000 para 530.000 pés cúbicos por dia). As duas commodities são divididas na planta de separação, e o excesso de gás é reinjetado nos poços. Esse desequilíbrio deveria ter sido resolvido em 2009. No entanto, a Petrobras superestimou a demanda por gás natural em Manaus, e o gasoduto tem operado com cerca de 60% da capacidade. A receita nominal é de ~US$ 1,1 a US$ 2,1 bilhões por ano com a venda de gás natural e ~US$ 550 milhões com líquidos.

Apesar da aparente falta de demanda, a Rosneft adquiriu os direitos de todos os 13 blocos exploratórios em 2014 e montou operações exploratórias entre 2017 e 2019. A Eneva, uma empresa brasileira de energia de médio porte, comprou a concessão de Juruá, localizada 100 quilômetros a oeste de Urucu, da Petrobras em 2019. Aparentemente, a Eneva pretende desenvolver as reservas que foram descobertas no final da década de 1970 por meio da construção de uma extensão do gasoduto Urucu-Coari ou do desenvolvimento de um sistema de gás natural liquefeito (GNL).

Grupos empresariais de Manaus há muito fazem lobby para a expansão do sistema de gasodutos de Urucu, argumentando que o gás barato catalisará o investimento na Zona Franca de Manaus. Eles são acompanhados em seu apoio por grupos cívicos e políticos de Rondônia que buscam estender o sistema de gasodutos de Urucu para Rondônia. Presumivelmente, tanto a Rosneft quanto a Engie estão avaliando a viabilidade de exportar gás natural liquefeito (GNL) para mercados estrangeiros ou para fundições de alumínio em Belém. Não há escassez de reservas, especialmente se o gás de xisto for explorado usando a tecnologia de fracking. Menos certa é a lucratividade do empreendimento, uma vez que os altos preços do GNL em 2022 dependem de uma guerra que, eventualmente, terminará.

O desenvolvimento da primeira fase do complexo de Urucu ocorreu quando o ambiente cultural e político estava mais aberto ao desenvolvimento de combustíveis fósseis no coração da Amazônia. Grupos indígenas e defensores do meio ambiente se mobilizaram para se opor à segunda série de projetos de gasodutos no início dos anos 2000. Eles não conseguiram inviabilizar a construção do oleoduto Ucuru-Coari-Manaus, mas foram bem-sucedidos em interromper o oleoduto para Rondônia. A Petrobras havia assinado um contrato com uma empresa internacional em 2000 e obteve uma licença do órgão ambiental (IBAMA) em 2005. Em 2006, no entanto, um juiz federal, atendendo a uma denúncia apresentada pelo Ministério Público, invalidou a licença ambiental e instruiu a Petrobras a cumprir uma série de protocolos, incluindo a obtenção do consentimento livre, prévio e informado das comunidades indígenas.

O destino desses três oleodutos revela como os projetos de infraestrutura e energia podem se comportar no futuro, além de sugerir a intenção de governos passados em alocar direitos de terra na região de Urucu. O projeto Urucu-Porto Velho foi rejeitado em grande parte porque teria infringido terras indígenas. Em contrapartida, o segmento Coari-Manaus afetou apenas marginalmente as comunidades ribeirinhas (não indígenas) na margem norte do rio Amazonas, que se beneficiaram de energia elétrica confiável e acessível. O mais notável é a ausência de territórios indígenas ou unidades de conservação perto do complexo de Urucu. A maioria das áreas protegidas na Amazônia brasileira foi criada nas décadas de 1990 e 2000, enquanto o potencial de Urucu é conhecido desde o final da década de 1980. Presumivelmente, nenhuma comunidade indígena residia dentro ou adjacente a essa paisagem estrategicamente importante. Caso contrário, as autoridades nacionais teriam sido obrigadas a criar uma entidade territorial que teria impedido significativamente sua capacidade de desenvolver esse recurso natural não renovável.

<><> A Bacia Sedimentar Amazônica

O sistema petrolífero completo que descreve os recursos de hidrocarbonetos da Bacia Sedimentar do Amazonas tem muitas semelhanças com a Bacia Sedimentar do Solimões. As rochas geradoras datam do Devoniano, e o reservatório de gás e petróleo convencional está localizado nos estratos do Carbonífero, nas profundezas do Vale do Rifte Amazônico, entre Manaus e a Ilha do Marajó. A bacia é delimitada a oeste pelo Arco do Purus e a leste pelo Arco do Gurupá, uma característica geográfica que já separou o rio Proto-Amazonas do Oceano Atlântico. As estruturas que confinam os depósitos convencionais estão ligadas a falhas de extensão e, aparentemente, a uma camada de sal na formação Nova Olinda, que também é a fonte das reservas de potássio da Amazônia.

A presença de combustíveis fósseis foi descoberta pela primeira vez em 1998 e identificada como um potencial depósito comercial em 2004. A verificação de reservas exploráveis foi confirmada em 2016 e a produção começou em 2021. A descoberta não é grande, com reservas comprovadas de apenas 7,1 bilhões de pés cúbicos de gás. A Petrobras vendeu a concessão, Campo de Azulão, como parte de sua estratégia corporativa para liquidar ativos a fim de reduzir sua carga de dívida. A concessão foi adquirida pela Eneva, a mesma empresa que recentemente tomou posse da concessão de Juruá, perto de Urucu, e dos operadores do campo de gás de Parnaíba, no Maranhão.

De acordo com seu site corporativo, a Eneva comercializará o gás enviando gás natural liquefeito (GNL) para Roraima em caminhões ou gerando eletricidade em Azulão e injetando eletricidade na linha de alta tensão Tucuruí-Manaus, que foi construída em 2013. O anterior é um modelo de negócios que só é viável porque o grupo indígena Waimiri Atroari bloqueou a extensão da rede elétrica regional até Boa Vista.

A limitada produção atual da Bacia Sedimentar do Amazonas contradiz seu potencial de produção. As estimativas de recursos de gás de xisto variam de 21 a 37 trilhões de pés cúbicos, o que teria um valor nominal entre US$ 50 e US$ 200 bilhões quando calculado a preços internacionais antes da guerra na Ucrânia. Não há planos evidentes para desenvolver esse recurso de hidrocarboneto, todo ele localizado a menos de 50 quilômetros do curso principal do rio Amazonas.

<><> Depósitos offshore: Guiana, Suriname e Foz do Amazonas

A presença de depósitos de hidrocarbonetos na plataforma continental da Costa da Guiana tem sido alvo de suspeitas por parte dos geólogos do petróleo há décadas, devido à teoria da tectônica de placas que defende que o nordeste da América do Sul e o noroeste da África Ocidental têm uma história geológica compartilhada. Em 2011, a Tullow Oil, uma empresa britânica de exploração de petróleo e gás com experiência na África Ocidental, descobriu uma grande reserva de gás e petróleo na costa da Guiana Francesa. Essa descoberta desencadeou um aumento na atividade de exploração que atraiu dezenas de empresas petrolíferas, inclusive as chamadas supermajors, que participam da atividade exploratória somente quando os volumes potenciais atendem ao tamanho de seu mercado global.

O sistema petrolífero total da bacia sedimentar offshore é substancialmente diferente daqueles localizados no interior do continente. A rocha de origem é um grande lamito marinho depositado no início do Cretáceo, enquanto as rochas de reservatório são formações porosas de calcário e arenito do Paleogeno (Eoceno a Mioceno). A área é caracterizada por falhas tectônicas abundantes que criaram várias estruturas, e acredita-se que a maturação das moléculas de hidrocarbonetos tenha ocorrido tanto nas rotas migratórias quanto nas estruturas. Em outras palavras, os recursos não são apenas maciços, mas relativamente recentes em escalas de tempo geológico. O Serviço Geológico dos Estados Unidos (USGS) estimou que a bacia pode conter recursos convencionais não descobertos de mais de 15 bilhões de barris de petróleo e 30 trilhões de pés cúbicos de gás natural, o que a tornaria maior do que todas as reservas convencionais de hidrocarbonetos da Amazônia em terra combinadas.

Em agosto de 2022, as maiores descobertas estavam localizadas na costa da Guiana, onde a ExxonMobil perfurou 36 poços de produção com reservas estimadas em 11 bilhões de barris. Logo depois da fronteira, no Suriname, a Total anunciou descobertas que ultrapassam 3 bilhões de barris de petróleo equivalente (Boe), um termo que os setores usam para relatar o potencial energético combinado das reservas de gás e petróleo. Essas descobertas e suas dimensões sugerem que o USGS subestimou significativamente o potencial da região. Aparentemente, os investimentos recentes na região superaram os mais recentes na Costa do Golfo dos Estados Unidos.

O desenvolvimento de hidrocarbonetos no Suriname e na Guiana tem o amplo apoio de seus cidadãos, em grande parte porque esses países não têm muitas outras opções de desenvolvimento. Em contrapartida, a oposição às operações do setor de petróleo na Guiana Francesa reflete a opinião pública nas jurisdições europeias desse país. Em 2017, o governo nacional prometeu proibir novas concessões de petróleo e gás como parte de seu compromisso com as energias renováveis. A Total, empresa francesa de grande porte, encerrou suas operações exploratórias em 2019 após perfurar vários poços exploratórios sem fazer uma descoberta significativa.

Um boom de exploração semelhante está ocorrendo na costa do Amapá, Brasil, em uma sub-bacia sedimentar conhecida como Foz do Amazonas. Essa área foi objeto de extensas atividades de exploração na década de 1970, com descobertas descritas como “shows”. Entretanto, nenhuma delas produziu volumes suficientes para justificar um desenvolvimento comercial. A descoberta de petróleo em regiões adjacentes estimulou um ressurgimento do interesse e novos esforços de exploração estão em andamento.

Preocupações ambientais podem complicar o desenvolvimento dos recursos offshore do Amapá porque cientistas brasileiros descobriram um ecossistema atípico semelhante a um recife em uma extensão de 1.000 quilômetros da plataforma continental do Amapá, que suporta uma comunidade única de organismos que evoluíram para se desenvolver na pluma de sedimentos expelida pela foz do Rio Amazonas. Em setembro de 2022, o Ministério Público do Amapá e o IBAMA solicitaram a um tribunal a suspensão das operações da empresa, alegando que ela não havia consultado adequadamente quatro comunidades indígenas costeiras que dependem da pesca nativa para sua subsistência. A Petrobras rejeitou a acusação afirmando que, de fato, realizou uma consulta pública, conforme exigido pela legislação brasileira.

 

Fonte: Mongabay