Em meio a campos de trabalhadores abandonados, plataformas de perfuração paradas e áreas de estacionamento vazias no oeste do Estado da Dakota do Norte, uma indústria de petróleo e gás de xisto transformada pelo colapso dos preços do petróleo está começando a emergir. À medida que o número de operadoras falindo cresce, as empresas sobreviventes estão lançando a base para o que elas acreditam que será uma era de crescimento mais lento, mas contínuo neste Estado que é o epicentro do boom americano do petróleo.
Os operadores em condições financeiras precárias estão reduzindo suas atividades ou abandonando a Dakota do Norte. Mas os sobreviventes — muitos dos quais são maiores e com atuação mais diversificada — estão encontrando meios de fazer com que os investimentos na formação de xisto de Bakken valham a pena mesmo com os preços do petróleo em baixa. Eles vêm reduzindo orçamentos, aprimorando a logística no campo e se concentrando em seus melhores ativos. Essa crise é a primeira desde o início do boom do chamado petróleo de xisto não convencional, há dez anos, alimentado por novas tecnologias, acesso fácil a capital e a alta dos preços da commodity, que atingiram níveis recordes. Um dos campos de petróleo com custo de operação mais alto do mundo, o Bakken é um teste-chave para a capacidade da indústria de petróleo americana de se sustentar. “O Bakken não pode ser desativado. A indústria americana do petróleo está se tornando mais inteligente e eficiente” na hora de decidir como e onde perfurar, diz Kathy Neset, geóloga dona de uma consultoria em Tioga, na Dakota do Norte. Entre as exploradoras ativas do petróleo de xisto está um número de empresas diversificadas cheias de dinheiro, como a HessCorp., a norueguesa Statoil ASA e a XTO Energy, unidade da Exxon Mobil Corp. Elas estão mirando suas reservas mais ricas, melhorando os métodos para identificar onde instalar as sondas e aprimorando a logística das plataformas, de forma que podem perfurar mais poços mais rápido do que nunca. Esses novos poços altamente produtivos têm compensado em parte a queda da produção nos poços antigos, incluindo os que vêm sendo desativados porque os custos operacionais superam o valor de mercado do petróleo. Embora a expectativa é de que a produção da Dakota do Norte caia abaixo da marca de um milhão de barris por dia até o início de 2017, a menos que os preços se recuperem e fiquem acima de US$ 50 o barril, ela tem se mantido acima do previsto por analistas. Os preços do petróleo vêm subindo desde que atingiram o valor mais baixo em 13 anos, em fevereiro. Nas últimas semanas, eles atingiram o valor mais alto em seis meses. Ontem, o barril do petróleo americano estava sendo negociado a US$ 48,16. Apenas 27 sondas de perfuração estão ativas na Dakota do Norte, um retorno a níveis vistos pela última vez em julho de 2005. O maior número, de 218 sondas, foi em 2012, segundo o Departamento de Recursos Minerais do Estado. Mas dados da Agência de Informação de Energia dos EUA (EIA, na sigla em inglês) mostram que a produção por sonda cresceu mais de 30% ao longo do ano passado em Bakken. A Exxon Mobil ampliou a produção líquida em torno de 25% em Bakken e em outro campo de xisto no Texas em 2015. “Com o custo operacional em dinheiro abaixo de US$ 10 o barril, nossos projetos em Bakken e Permian permanecem atraentes e competitivos mesmo no cenário atual”, disse o diretor-presidente Rex Tillerson a investidores em março. Ainda assim, a Dakota do Norte não prevê um amplo aumento na perfuração até que os preços se estabilizem acima de US$ 60 o barril, e poucos esperam que os inebriantes dias com 200 sondas ou mais voltem. Na Statoil, o número de sondas na Dakota do Norte não mudou muito: hoje são 15, ante o pico de 16 em 2013. A companhia, que afirma que as sondas em operação hoje são lucrativas mesmo com os preços atuais, considera sua operações na Dakota do Norte e no Texas uma referência para otimizar o tempo de perfuração e reduzir custos. “Se fizermos a coisa certa em 2016, [este ano] irá definir a próxima década”, disse ao The Wall Street Journal Torgrim Reitan, vice-presidente das operações da Statoil nos EUA. Segundo ele, mesmo com preços mais altos, o crescimento continuará restrito, à medida que a indústria tem aprendido a fazer mais com menos sondas e trabalhadores. A região de Bakken, entre o oeste da Dakota do Norte e o leste do Estado de Montana, perdeu pelo menos 20 mil empregos desde o pico, no fim de 2014, quando empregava mais de 110 mil trabalhadores entre todos os setores, de acordo com análise da regional do Fed de Minneapolis, com base em dados da Agência de Estatísticas do Trabalho. A média dos custos de perfuração e finalização de poços caiu mais de 30% nas principais áreas de petróleo de xisto dos EUA ante os níveis recordes de 2012, mas a EIA afirma que as sondas de xisto em Bakken continuam com os custos mais elevados devido principalmente à sua profundidade. A Hess, que exportou seu primeiro lote de petróleo de Bakken a partir da americana Costa do Golfo do México em abril, afirma que está adotando algumas técnicas de manufatura que copiou da Toyota Motor Corp., como o sistema de just-in-time, de logística da cadeia de fornecimento. Ela está operando três sondas, ante 17 em 2014, mas ampliou o número de poços perfurados por sonda de 16, há um ano e meio, para 22 por ano atualmente. David McKay, diretor da Hess, diz que a crise fez com que os produtores repensassem suas operações e buscassem mais eficiência. Ele diz que esses esforços permitiram diminuir os custos de finalização em mais de 30% ao longo dos últimos 12 meses, para cerca de US$ 2 milhões por poço, além do reduzir o tempo do processo de fraturamento hidráulico em um poço, de três dias para um dia, nos últimos dois anos. A média da produção inicial de um poço também foi elevada em 20%.
Infomet – 20/05/2016
