Há dois anos, a indústria de fraturamento hidráulico dos EUA tentava se recuperar da queda no preço do petróleo. As empresas de xisto promoviam a ideia de que o fraturamento hidráulico era viável mesmo com preços baixos do petróleo (apesar de terem prejuízo quando os preços estavam altos). Na época, ninguém lucrava com o fraturamento hidráulico seguindo os métodos tradicionais, mas então o Wall Street Journal publicou uma matéria afirmando que tudo isso estava prestes a mudar porque a indústria tinha um trunfo na manga: a tecnologia.
Hoje, as empresas de fraturamento hidráulico estão novamente recorrendo à tecnologia como uma tábua de salvação financeira, mas desta vez, estão de olho na Microsoft.
À medida que a ExxonMobil embarca em uma ambiciosa incursão no fraturamento hidráulico nos campos de petróleo da Bacia Permiana, no oeste do Texas, anunciou uma parceria com a Microsoft para usar tecnologia em nuvem na análise de dados dos campos petrolíferos e na otimização das operações. A Exxon afirma que a iniciativa poderá gerar “bilhões em fluxo de caixa líquido”.
Só o tempo dirá se a nuvem da Microsoft trará lucros exorbitantes para a Exxon na Bacia Permiana.
Fraturamento hidráulico 2.0
Em março de 2017, o Wall Street Journal publicou um artigo com o título " Fraturamento hidráulico 2.0: Perfuradores de xisto inovam em novas formas de lucrar na era do petróleo barato ", que detalhava as maneiras pelas quais a indústria de xisto esperava que a tecnologia pudesse ajudá-la a finalmente gerar lucros. O artigo mencionava "poços mais longos e de maior diâmetro" e afirmava: "A promessa desta nova fase é potencialmente tão significativa quanto a revolução original".
O artigo destacou a EOG Resources (a mesma da Enron Oil and Gas), uma empresa frequentemente considerada a "Apple do petróleo", e citou o diretor de tecnologia da informação da empresa dizendo que os avanços tecnológicos permitiram que seus funcionários trabalhassem na "velocidade do pensamento".
O relatório também afirmava que a Chesapeake Energy estava apostando nesses novos poços gigantes como parte de sua "estratégia de recuperação". A Chesapeake precisava "dar a volta por cima", deixando de ter prejuízos e caminhando na direção dos lucros.
Em junho de 2017, o site de investimentos Seeking Alpha anunciou com entusiasmo " A Chegada dos Super-Laterais " como uma conquista tecnológica para a indústria de petróleo de xisto. ("Laterais" é o termo usado na indústria para os poços horizontais utilizados na fraturação hidráulica para extração de petróleo e gás de xisto). O artigo destacava as novas conquistas da Chesapeake Energy na perfuração de poços laterais mais longos.
Mas poços gigantescos não eram a única solução para evitar que as empresas de perfuração de xisto perdessem mais dinheiro. Outra solução era aumentar o número de poços por plataforma de perfuração. Há um ano, a empresa de xisto Encana anunciou planos para o “ desenvolvimento em cubo ”, no qual perfuraria 64 poços em um gigantesco local de perfuração nos campos de petróleo da Bacia Permiana, no oeste do Texas.
O mesmo estava acontecendo na Formação Marcellus, na Pensilvânia, onde a EQT Corporation, uma das maiores produtoras de gás natural, planejava perfurar 40 poços por plataforma. A empresa relembrou os primórdios do fraturamento hidráulico, quando a perfuração de três poços por plataforma era vista como um avanço significativo. Como relatou o Pittsburgh Post-Gazette na época, o maior número de poços por plataforma exigia uma “geometria criativa”, que “garantisse que os poços não ficassem muito próximos uns dos outros no subsolo”.
Locais de extração de petróleo e gás por fraturamento hidráulico no Wyoming. Crédito: Ecovoo
O Post-Gazette também citou Dave Elkin, vice-presidente sênior de otimização de ativos da EQT , que destacou o comprimento cada vez maior dos poços horizontais, afirmando que o "limite econômico e tecnológico" para aqueles na Formação Marcellus era de 21,000 pés, ou pouco menos de 4 milhas.
Com tecnologias mais avançadas que permitem a perfuração de poços horizontais mais longos e geometrias criativas que os acomodam em áreas menores, o lucro parece ser o próximo passo lógico.
Mas o Fracking 2.0 foi um desastre financeiro , e as tentativas desesperadas das empresas de perfuração de xisto de ganhar dinheiro a qualquer custo estão voltando para assombrá-las de forma drástica.
Impactos de fraturamento e limites tecnológicos
A EQT de fato perfurou os poços mais longos, mas também perdeu muito dinheiro no processo. Segundo o Wall Street Journal , “A decisão de perfurar alguns dos poços horizontais mais longos já feitos em rochas de xisto se transformou em um erro custoso, que custou centenas de milhões de dólares.”
A EQT começou 2019 com uma rodada de demissões . Os poços gigantescos da Chesapeake fizeram com que, em 2018, a empresa gastasse US$ 600 milhões a mais do que arrecadou para produzir petróleo e gás.
Mas essa não foi a pior notícia para a indústria do fraturamento hidráulico, que estava descobrindo que sua "geometria criativa" estava, em sua maioria, gerando prejuízos. A Encana — empresa proprietária da superplataforma com 64 poços — também anunciou demissões. Em uma carta à Comissão da Força de Trabalho do Texas, a Encana afirmou: "A empresa pretende desligar gradualmente os funcionários entre agora e 31 de maio de 2019", passando da geometria criativa para formas criativas de descrever as demissões.
Embora essas sejam apenas três empresas que tentaram expandir os limites da tecnologia de fraturamento hidráulico, a questão de concentrar muitos poços na mesma plataforma pode alterar drasticamente a economia da indústria. Como escrevi em agosto de 2018, quando os poços de petróleo e gás estão muito próximos uns dos outros, o processo de fraturamento hidráulico pode danificar os poços vizinhos — um processo conhecido como "impacto por fraturamento". O resultado pode custar dinheiro às empresas de perfuração e reduzir significativamente a quantidade de petróleo que elas conseguem extrair desses poços.
Dois anos após a publicação da matéria "Fracking 2.0", o Wall Street Journal publicou outra intitulada " Empresas de xisto, adicionando cada vez mais poços, ameaçam o futuro do boom do petróleo nos EUA ". O artigo detalha como concentrar muitos poços em uma plataforma de perfuração está "se revelando um fracasso".
Problemas com a estratégia de agrupar poços próximos uns dos outros significam que algumas das projeções mais otimistas para a produção de petróleo em regiões de xisto podem ter que ser reduzidas. https://t.co/ LC29 gXA1yj
— The Wall Street Journal (@WSJ ) 4 de março de 2019
Segundo o jornal, essa realidade pode levar a uma "baixa contábil generalizada no setor, caso as empresas sejam forçadas a reduzir as estimativas de locais de perfuração que divulgaram aos investidores". Para um setor altamente alavancado e com uma década de prejuízos acumulados , isso não é uma boa notícia.
Em 2017 , analistas da Wood Mackenzie começaram a alertar sobre as limitações da tecnologia para aumentar a produção de petróleo na Bacia Permiana. Em entrevista ao Wall Street Journal, Robert Clarke, diretor de pesquisa da Wood Mackenzie, afirmou: "A menos que haja um grande avanço tecnológico, esses poços secundários serão menores". Poço secundário é o termo usado na indústria para se referir aos múltiplos poços perfurados em uma plataforma ao redor do primeiro poço "principal".
Mais uma vez, a menos que a tecnologia consiga mudar a equação financeira, a indústria do fracking está em apuros.
O que nos leva ao Fracking 3.0…
Fraturamento hidráulico 3.0: Exxon aposta na Microsoft para resolver o problema
Apesar dos desastres financeiros do passado e do fracasso das novas tecnologias em gerar lucros para as empresas de fraturamento hidráulico, os maiores players da indústria petrolífera estão agora entrando no jogo nos prolíficos campos de petróleo do Permiano. E a solução para o problema de lucratividade do fraturamento hidráulico — segundo empresas como a ExxonMobil — é a Microsoft. Aparentemente, a tecnologia em nuvem era o ingrediente que faltava no Permiano.
Na última semana, a Exxon e a Chevron anunciaram planos para grandes investimentos na Formação Permiana, que prometem trazer aumentos significativos tanto na produção de petróleo quanto nos lucros.
Assim como em 2017, as manchetes atuais têm divulgado os planos da Exxon e sua parceria com a Microsoft para usar a tecnologia e finalmente descobrir como lucrar com o fraturamento hidráulico na Bacia Permiana.
Aparentemente, trata-se de uma eficaz estratégia de relações públicas da Exxon — algo muito necessário. Há um ano, o fraco desempenho financeiro da Exxon foi associado à sua falha em investir fortemente na extração de petróleo por fraturamento hidráulico em xisto. Na época, a CNN escreveu: "A ExxonMobil perdeu o convite para a grande festa do petróleo nos Estados Unidos".
Embora essa promessa recente de lucros com o fraturamento hidráulico agora conte com o apoio de algumas das maiores empresas do mundo, esses planos não passam de um comunicado de imprensa neste momento. Por isso, é um bom momento para relembrar a grande investida da Exxon no gás natural em 2010. A Exxon comprou a produtora de gás natural XTO por US$ 40 bilhões e, embora os EUA estejam produzindo quantidades recordes de gás natural em 2019, esse negócio é considerado um dos piores da história da indústria energética.
“Essa foi uma das piores aquisições da história do setor energético. O momento escolhido foi extremamente inoportuno”, disse Pavel Molchanov, analista de energia da Raymond James, à CNN em 2018. “…Foi basicamente um desperdício de US$ 40 bilhões.”
Talvez a grande investida da Exxon no petróleo de xisto não repita a história, e a gigante do petróleo finalmente descubra o segredo para obter lucros com a extração de petróleo de xisto por fraturamento hidráulico, graças à tecnologia aprimorada.
Para se ter uma ideia da situação, no entanto, é útil observar como a EOG — a “Maçã do petróleo” — está se saindo atualmente.
Para isso, vamos recorrer a Art Berman, um dos principais analistas do setor, com um sólido histórico em diversos aspectos do fraturamento hidráulico para extração de petróleo e gás. Em fevereiro, ele publicou uma análise mostrando que 2015 foi o melhor ano para o desempenho dos poços da EOG na formação Eagle Ford, no Texas, e que 2018 pode ter sido o pior.
2015 foi o melhor ano para EOG Desempenho do poço Eagle Ford.
2018 pode ser o pior ano.#OOTT #óleo e gás #óleo #WTI #Óleo cru #fintwit #OPEP pic.twitter.com/pTYULNrjhe— Art Berman (@aeberman12) 17 de fevereiro de 2019
Aparentemente, a tecnologia não está trazendo grandes resultados para a "Apple do petróleo" — mas talvez a Microsoft tenha as respostas.
Imagem principal: Foto original do poço de gás de xisto Marcellus – Jackson Township/Condado de Butler, Pensilvânia , por WCN 24/7 sob licença CC BY – NC 2.0 , adaptada por Justin Mikulka, CC BY – NC 2.0
