Os traços indeléveis do petróleo e do gás
na Amazônia peruana, equatoriana e colombiana
Os geólogos do setor
de petróleo exploram reservatórios economicamente significativos de petróleo e
gás usando tecnologias que evoluíram em sofisticação à medida que o setor
cresceu e dominou a economia global no século XX. Eles começam com pesquisas
geológicas que identificam as várias formações rochosas que se encontram
dentro, embaixo ou adjacentes a uma bacia sedimentar capaz de conter reservas
de petróleo e gás. Em seguida, realizam levantamentos sísmicos para criar uma
imagem tridimensional da paisagem subterrânea, que é ampliada com dados de
instrumentos magnéticos e gravitacionais. Eles processam os dados usando
supercomputadores e inteligência artificial para descobrir e descrever o que é
chamado de Sistema Petrolífero Total.
Essa análise integrada
identifica as possíveis “rochas de origem” com compostos orgânicos que são a
matéria-prima dos combustíveis fósseis e revela a história tectônica que
forneceu as “forças de maturação” (calor e pressão) necessárias para converter
moléculas ricas em carbono em petróleo e gás. A estrutura metodológica também
identifica um caminho para que os hidrocarbonetos, que são flutuantes, “migrem”
através de rochas sedimentares porosas até serem contidos por uma camada de
rocha impermeável que funciona como uma “armadilha” onde o petróleo e o gás se
acumulam para criar um “reservatório”. O rigor metodológico necessário para
desenvolver um Sistema Petrolífero Total aumenta muito a probabilidade de
descoberta de uma reserva de hidrocarbonetos economicamente significativa. No
entanto, continua sendo uma hipótese até que um poço exploratório verifique a
existência de petróleo e/ou gás natural.
Os levantamentos
sísmicos são realizados primeiramente em grandes escalas, usando imagens
bidimensionais coletadas ao longo de transectos amplamente espaçados; esses são
seguidos por estudos de maior densidade que fornecem uma imagem tridimensional
da paisagem subterrânea. A maioria dos poços exploratórios são os chamados
buracos secos, mas se eles “atingirem” petróleo ou gás, vários (às vezes
dezenas) poços de produção são perfurados para explorar o recurso. Todo o
processo dura, no mínimo, uma década e exige o gasto de centenas de milhões de
dólares que podem ou não gerar retorno financeiro.
Há várias bacias
sedimentares importantes na Amazônia, mas apenas cinco estão sendo ativamente
exploradas para petróleo ou gás. A maioria está localizada ao longo das margens
do Cráton Amazônico, mas há duas no meio do continente associadas a xistos paleozoicos
no vale do rifte amazônico. Atualmente, todos os campos de petróleo em
exploração ativa são reservas convencionais, mas o crescente mercado de gás
natural motivou os geólogos a identificar xistos que poderiam ser explorados
usando a tecnologia de fraturamento hidráulico.
• Bacia do Putumayo – Oriente – Marañón
(POM)
O maior e mais antigo
dos campos de petróleo da Amazônia está localizado em uma bacia sedimentar
considerável na Amazônia Ocidental, que se estende do sul da Colômbia
(sub-bacia do Putumayo), passando pelo leste do Equador (sub-bacia do Oriente)
e pelo norte do Peru (sub-bacia do Marañón). A maioria dos reservatórios está
em arenitos mesozoicos sobrepostos a xistos paleozoicos situados no topo das
rochas do embasamento do Cráton Amazônico.
Aproximadamente oito
bilhões de barris de petróleo foram extraídos do solo desde que a Texaco
perfurou os primeiros poços no Equador e na Colômbia na década de 1960 e a
Occidental Petroleum no Peru no início da década de 1970. Mais importante
ainda, essas duas empresas encomendaram a construção de três oleodutos quase
paralelos que são a base do setor de petróleo: Oleoducto Transandino Colombiano
(OTC) em 1969, Oleoducto Norperuano (ONP) em 1977 e o Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano (SOTE) em 1972. A Texaco e a Occidental entregaram suas
concessões na década de 1990, deixando um sistema consolidado, operado e
supervisionado por empresas petrolíferas estatais.
A exploração na bacia
do POM se concentra exclusivamente no petróleo porque os campos não produzem
volumes suficientes de gás natural para justificar o investimento em um
gasoduto. Consequentemente, o gás é usado localmente para gerar eletricidade,
ser queimado ou reinjetado. As áreas em exploração diminuíram na maior parte
das últimas duas décadas. No entanto, a bacia mantém reservas significativas de
petróleo. O valor do petróleo extraído do POM foi de aproximadamente US$ 10
bilhões em 2020, mas foi o dobro desse valor na maioria dos anos entre 2005 e
2015.
Todos os três países
(Colômbia, Equador e Peru) estão fazendo um esforço conjunto para expandir e
prolongar a vida produtiva de um ativo com um valor nominal de aproximadamente
US$ 200 bilhões. O investimento é limitado pela pressão social, principalmente
de grupos indígenas exasperados pelo péssimo desempenho ambiental de operadores
passados e atuais.
• Sub-bacia de Marañón – Peru
Localizada no
Departamento de Loreto, a sub-bacia de Marañón foi a principal fonte de
petróleo do Peru entre 1980 e 2005. Os sete blocos atualmente sob contrato têm
reservas de petróleo de 156 milhões de barris, com outros cinco blocos em
diferentes estágios de exploração. Outros 25 blocos, cobrindo mais de dez
milhões de hectares, estão disponíveis para exploração, mas os conflitos
sociais limitaram o interesse nos leilões públicos organizados periodicamente
pela Perupetro. Estima-se que as reservas totais excedam 500 milhões de barris
de petróleo, o que teria um valor nominal entre US$ 50 e US$ 100 bilhões.
Apesar de seu potencial, o interesse exploratório atingiu o pico na década de
1970, quando cerca de 20 poços exploratórios foram perfurados anualmente, mas o
número de poços diminuiu posteriormente, com uma média de apenas três por ano
entre 1990 e 2010. Não houve nenhuma atividade exploratória desde 2015.
O declínio da produção
se reflete no volume de petróleo bruto transportado pelo Oleoducto Norperuano.
Ele foi projetado para transportar até 500.000 barris por dia (bpd), mas em
nenhum momento movimentou mais de 160.000 bpd (1980-1985) quando os dois maiores
campos, Lote 192 e Lote 8, estavam no pico de produção. Os fluxos do oleoduto
diminuíram linearmente para menos de 40.000 bpd em 2016, quando uma falha
catastrófica fez com que o governo fechasse o oleoduto para reparos. As
operações foram retomadas em 2017, mas os volumes não ultrapassaram 20.000 bpd.
A subutilização do
oleoduto contribuiu para sua deterioração física. As baixas receitas fizeram
com que a Petroperú investisse menos em manutenção, enquanto o ar no oleoduto
criou um ambiente propício à oxidação. A deterioração física do oleoduto e os
subsequentes derramamentos de óleo exacerbaram o conflito social das
comunidades, que reclamam dos impactos causados pela remediação inadequada de
incidentes anteriores durante os 45 anos de vida útil desse ativo de
infraestrutura envelhecido. Isso criou um ciclo de feedback negativo que agora
atormenta os esforços do Peru para promover investimentos na região. Na década
de 2000, as grandes empresas petrolíferas perderam o interesse na região, mas
foram substituídas por empresas de segundo escalão, muitas delas privadas, que
estão menos expostas à publicidade negativa que acompanha o investimento na
Amazônia. Mesmo essas empresas, no entanto, estão perdendo o interesse na
região.
Há duas concessões
antigas e ambas estão enfrentando dificuldades: O Lote 192 e o Lote 8 foram
operados pela PlusPetrol Norte de 1996 a 2015, mas uma longa disputa legal com
o órgão regulador ambiental (Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental
– OEFA) fez com que a PlusPetrol abandonasse a sub-bacia de Marañón e
liquidasse sua subsidiária, em uma tentativa de evitar a responsabilidade legal
por quarenta anos de má gestão ambiental. Ambas as concessões serão operadas
pela Petroperú no curto prazo, presumivelmente por prestadores de serviços que
trabalham como contratados. A produção nas duas áreas caiu de cerca de 25.000
bpd em 2015 para menos de 3.000 bpd em 2020. As reservas comprovadas são
registradas em aproximadamente 80 milhões de barris.
Três descobertas
greenfield foram registradas. Uma delas está no Lote 64, onde poços sísmicos e
exploratórios preveem um reservatório com 160 milhões de barris de petróleo
bruto. Duas empresas fizeram e abandonaram a concessão devido, em parte, à sua
incapacidade de obter um acordo FPIC com organizações indígenas. A Perupetro
insiste que o recurso será desenvolvido e delegou a tarefa à Petroperú.
Aparentemente, as duas empresas estatais estão confiantes de que podem chegar a
acordos de FPIC com comunidades indígenas individuais, independentemente da
oposição de suas organizações centrais. Enquanto isso, no entanto, não há
produção do Lote 64.
Uma questão
semelhante, porém, com características bem diferentes, impediu o
desenvolvimento dos Lotes 39 e 67, que estão sendo desenvolvidos pela Perenco,
uma empresa anglo-francesa independente que descobriu uma reserva de
aproximadamente 200 milhões de barris entre os rios Napo e Tigre, perto da
fronteira equatoriana. A empresa planeja estabelecer dezoito plataformas de
perfuração que que irão perfurar 200 poços, exigindo a construção de um
oleoduto de 200 quilômetros para conectar-se ao Oleoduto Norperuano. O
desenvolvimento nessa escala produziria cerca de 100.000 bpd e forneceria ao
Oleoducto Norperuano volume suficiente para justificar a continuidade das
operações, gerando entre US$ 2,5 e 3,5 bilhões em receitas anuais. A incerteza
em suas operações futuras decorre da evidência de que a área abriga um grupo de
indígenas que vivem em isolamento voluntário. A proposta de criação de um
território indígena foi apresentada pela primeira vez em 2003 e superou um
marco importante em julho de 2017, quando o Ministério da Cultura aprovou o
conteúdo de um estudo que verificou a existência de uma população de grupos
indígenas não contatados. A Perenco afirma que a tribo não existe de fato e
entrou com uma liminar para impedir o estabelecimento de uma reserva indígena.
A única descoberta em
andamento é o Lote 95, que tem sido um local de interesse desde que um poço
exploratório revelou a presença de petróleo em 1974. A exploração foi iniciada
em 2005 em uma joint venture por empresas especializadas em projetos de alto risco
na América Latina. Elas acabaram vendendo seu projeto em 2017 para a PetroTal,
uma empresa peruana que foi constituída para desenvolver esse e outros recursos
que estavam sendo abandonados por empresas petrolíferas internacionais. O Lote
95 parece ser uma pequena reserva (20 milhões de barris) que a empresa
explorará usando treze poços para produzir 20.000 bpd até 2025. Nesse ritmo, as
reservas comprovadas serão exauridas em pouco mais de uma década, gerando entre
US$ 500 e US$ 750 milhões em receita bruta. A PetroTal desenvolveu várias rotas
logísticas para exportar seu petróleo, todas elas dependentes do transporte por
barcaças. Parte da produção irá para a refinaria em Iquitos, mas a maior parte
será enviada para o terminal fluvial que se conecta ao Oleoduto Norperuano ou
exportada para refinarias em Manaus, no Brasil.
Apesar do progresso em
avançar o projeto para fase de produção e de comercialização, os operadores do
Lote 95 não ficaram imunes a conflitos sociais. A plataforma de produção está
localizada em uma terra ocupada por uma comunidade do grupo étnico Kukama Kukamiria,
que apresentou uma reivindicação territorial formal (ainda) sem sucesso em
2013. A empresa e a comunidade continuam em conflito e, aparentemente, a
própria comunidade está dividida em relação aos benefícios das operações da
empresa, que incluem um fundo de compensação. O conflito gerou violência em
2020, quando policiais designados para fornecer segurança atiraram e mataram um
manifestante.
Iquitos, a capital
regional, é uma importante área de preparação logística para o setor de
petróleo. Abriga uma pequena refinaria e várias empresas de serviços que
prestam serviços ao setor de petróleo e gás, especialmente no subsetor de
transporte, que conecta a refinaria a centros populacionais como Pucallpa e
Yurimaguas, no Peru, mas também Letícia, na Colômbia, e Tabatinga, no Brasil. O
governo regional, que já foi fortemente dependente dos royalties do petróleo
(Canon Petrolero), apoia muito o setor.
• Sub-bacia do Oriente – Equador
O Equador teve muito
mais sucesso na descoberta e no desenvolvimento dos recursos petrolíferos da
Amazônia, mas também subutilizou a capacidade de sua infraestrutura de
oleodutos. A produção anual dobrou de aproximadamente 200.000 em 1980 para
aproximadamente 300.000 bpd em 1991, quando a Petroecuador assumiu o controle
operacional das concessões da Texaco. A produção se aproximou da capacidade
máxima de transporte em 2000, quando atingiu 350.000 bpd, pois novas
descobertas de empresas privadas estavam produzindo um tipo de petróleo que foi
classificado como “extrapesado”.
Como o nome indica, a
composição molecular desse tipo de petróleo dificulta seu transporte, o que a
Petroecuador administra misturando o petróleo pesado com petróleo bruto mais
leve para bombear por meio do Sistema del Oleoducto Trans Ecuatorian (SOTE). Isso
se tornou mais problemático à medida que a proporção de petróleo pesado
aumentou e, em 2001, as empresas privadas formaram uma joint venture para
construir e operar um segundo oleoduto: o Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). O
financiamento foi feito por meio de empréstimos de agências multilaterais e
essencialmente dobrou a capacidade do país de transportar seu petróleo
amazônico para sua refinaria e terminal de exportação na costa do Pacífico.
Em 2015, a produção
havia aumentado para 471.000 bpd, dos quais cerca de 80% eram produzidos pela
Petroecuador e 20% por empresas privadas. Os geólogos estimam que apenas cerca
de metade das reservas recuperáveis foi explorada e, nas taxas atuais, as reservas
comprovadas e prováveis devem durar mais 47 anos. No entanto, se os “recursos”
estimados forem localizados e verificados, o setor de petróleo no Equador
amazônico poderá funcionar por mais um século. Entre 2013 e 2015, o Equador
investiu entre US$ 2,5 e US$ 3,5 bilhões por ano na exploração de nova
produção, valor que caiu para cerca de US$ 1,5 bilhão em 2020. A meta do
governo é aumentar a produção para 800.000 bpd até 2027.
As relações do Equador
com o setor privado têm sido repletas de incertezas jurídicas e políticas. Sua
batalha legal com a Texaco (agora Chevron) sobre responsabilidades ambientais
passadas é apenas um exemplo. O governo também nacionalizou as operações de
outras empresas internacionais conhecidas ou modificou unilateralmente os
contratos, fazendo com que algumas operadoras abandonassem o país. Empresas da
China adquiriram essas operações diretamente por meio de compra ou
indiretamente por meio de um processo de licitação gerenciado pelo ministério
de energia. Segundo consta, isso faz parte da estratégia do governo para
amortizar sua dívida de US$ 18 bilhões com os bancos de desenvolvimento
chineses.
Apesar do importante
papel das corporações privadas e das empresas estatais da China, a maior
desenvolvedora de novos campos é a Petroecuador, que assume um papel de
liderança na exploração e expansão, especialmente em desenvolvimentos polêmicos
como o do Bloco 43, localizado na extremidade norte do Parque Nacional Yasuní.
Também conhecida como a concessão Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT), a empresa
estatal continua a desenvolver novos poços de produção dentro do parque
nacional até a fronteira da Zona Intangível, uma área que goza de status
especial como área protegida e território indígena.
A atenção da mídia tem
se concentrado menos em oito outros blocos que se sobrepõem ou são adjacentes
ao Parque Nacional Yasuní. Totalizando mais de 1,5 milhão de hectares,
acredita-se que eles tenham campos de petróleo exploráveis comercialmente. Toda
a área é coberta por floresta primária e abriga dezenas de comunidades
indígenas. Dois desses blocos (79 e 83) foram concedidos em 2016 à Andes
Petroleum Ecuador Ltd, uma joint venture entre a China National Petroleum Corp
(CNPC) e a China Petrochemical Corp (SINOCHEM). No entanto, as duas empresas
abandonaram as concessões quando ficou claro que a oposição das comunidades
Kichwa tornava o projeto pouco atraente, se não inviável. As outras seis
concessões petróleo têm operações em andamento dentro do parque ou nos
territórios indígenas, uma fonte de conflito com o governo que provavelmente
não será resolvida.
Por fim, há mais 16
blocos nas províncias de Pastaza e Morona Santiago, chamados de Bloque
Suroriental, que foram mantidos em reserva pela Secretaría de Hidrocarburos. Há
muito tempo, essas concessões são vistas pelo setor de petróleo e gás como uma
área de expansão que, eventualmente, será disponibilizada por meio de algum
tipo de processo de licitação competitiva. No entanto, esse processo foi
suspenso pelo governo de Guillermo Lasso em 2022, como parte de um compromisso
de formalizar o processo regulatório para que ele reflita adequadamente os
princípios do consentimento livre, prévio e informado.
• Sub-bacia do Putumayo – Colômbia
A produção de petróleo
do Putumayo atingiu apenas uma fração de seu potencial devido à falta de
investimento causada pelo conflito civil que há muito tempo assola a região. A
sub-bacia, que se estende para o norte até Caquetá, tem um enorme potencial, com
talvez seis milhões de barris de petróleo recuperáveis. Sucessivos governos
fizeram do desenvolvimento dessa região uma prioridade, mas o conflito civil
que durou décadas impediu investimentos e danificou infraestrutura essencial.
Presumivelmente, esse período no desenvolvimento da Colômbia terminou, pelo
menos no que diz respeito ao desenvolvimento de seus ativos energéticos.
Atualmente, há onze
concessões operadas por quatro empresas. No entanto, outros 49 blocos foram
adquiridos por mais dezoito empresas. Acredita-se que a maior parte das
reservas de petróleo seja de um petróleo bruto pesado semelhante ao encontrado
no Equador e, em 2016, uma das quatro concessionárias construiu o Oleoduto
Binacional Ameriser (OBA) para conectar seus campos na Colômbia ao oleoduto OCP
logo após a fronteira com o Equador. Como a maioria dos oleodutos regionais, o
OBA permanece subutilizado, com apenas cerca de 10% de sua capacidade usada em
2021. No entanto, sua construção em 2016 demonstra a confiança de que a região
acabará por produzir maiores volumes de petróleo. O restante da produção atual
é transportado pelos Andes por meio do Oleoducto Transandino Colombiano, que
também é bastante subutilizado (cerca de 20% de sua capacidade de 85.000 bpd).
Aproximadamente metade
dessa exploração está ocorrendo em terras de fazendas anteriormente desmatadas
em Putumayo e áreas adjacentes de Caquetá, e o restante está ocorrendo em
florestas naturais próximas. Existem dezenas de comunidades indígenas na área,
incluindo populações das terras altas deslocadas pela guerra civil e tribos das
terras baixas que habitam terras situadas entre os rios Putumayo e Caquetá.
Todas elas têm recursos legais para os protocolos de FPIC, que estão
consagrados na constituição colombiana, e todas as empresas petrolíferas alegam
estar em conformidade com essas normas. No entanto, as comunidades que vivem
perto dos poços de petróleo e das instalações logísticas existentes há muito
tempo acusam as empresas e os órgãos reguladores de ignorar suas reclamações e
demandas associadas de remediação.
Fonte: Mongabay
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