Perspectivas dos EUA: aumento da produção em águas profundas

O supervisor da unidade de inspeção de operações do poço do distrito de BSEE Houma, Josh Ladner (à esquerda) discute o processo de inspeção offshore com o diretor do BSEE, Scott Angelle (centro). (Foto: BSEE)

Atualmente, um em cada cinco barris produzidos nos Estados Unidos vem do Golfo do México (GoM), e 88% dessa produção flui de reservatórios em profundidades superiores a 500 pés.

Em 2016, o GdM produziu 575 milhões de barris de petróleo e, em 2017, 621 milhões de barris. Em 2018, eram quase 639 milhões de barris, segundo Scott Angelle, diretor do Bureau de Segurança e Fiscalização Ambiental (BSEE). Em 2017, 11 instalações do GdM produziram 50% de todo o petróleo offshore, o que representou 1% das 974 instalações produtoras. Uma década atrás, foram necessárias 37 instalações para produzir 50% da produção total do GdM. As 37 instalações ainda representavam apenas 1% do total de instalações produzindo na época, que era de 2,118.

"A mudança é porque a exploração de petróleo mudou-se para áreas de águas profundas", diz Angelle. “O Golfo está mudando. Há menos instalações de produção e essas instalações são maiores, em águas mais profundas e tecnologicamente mais avançadas ”.

Angelle observa que a produção de petróleo na prateleira, onde a produção começou há 70 anos, diminuiu 77% nos últimos 20 anos, enquanto a produção de petróleo em águas profundas aumentou 198% no mesmo período. A produção de gás na prateleira caiu 92% nas mesmas duas décadas, enquanto a produção de gás em águas profundas permaneceu estável. Cerca de 50.000 poços foram perfurados na prateleira, em comparação com cerca de 5.000 poços em águas profundas, onde a produção começou há cerca de 45 anos.

Recursos tecnicamente recuperáveis não descobertos por tipo e região da avaliação de 2016 do BOEM, que inclui dados e informações disponíveis a partir de janeiro de 2014. (Fonte: BOEM)

O otimismo nos recursos do GdM é forte. No ano passado, a Hess's Stampede e a plataforma de perna-de-força Big Foot da Chevron entraram em operação. Uma série de linhas de dutos e tiebacks submarinos começaram a produzir ou estão programados para começar a operar em 2019, e o semissubmersível Appomattox da Shell deve entrar em operação ainda este ano.

Quando a Appomattox começa a produção, “isso vai nos dizer muito”, diz William Turner, analista sênior de pesquisa da Wood Mackenzie, sobre o primeiro reservatório jurássico a iniciar a produção. “Todo mundo vai estar ansioso para aprender mais sobre esse reservatório. Contará sobre o futuro desenvolvimento e investimento em futuras peças do Jurássico. ”

O Appomattox semi é uma instalação “monstro” que “adotou quase uma abordagem de planejamento urbano”, diz Turner, observando seu potencial como um fator de mudança para futuras oportunidades de investimento em torno do Appomattox como um hub.

Ao mesmo tempo, Turner está atento à decisão final de investimento no campo Âncora da Chevron, o que seria um jogo de abertura no terciário inferior. A análise indicou play-openers tendem a ser alguns dos mais "achados significativos" nesse jogo, acrescenta.

Angelle observa que algumas descobertas recentes e significativas no GoM em águas profundas incluem a descoberta de Ballymore da Chevron, a descoberta da Shell da Whale e a descoberta da LLOG sobre o prospecto Nearly Headless Nick.

"Houve uma recente tendência de alta nas licenças de perfuração aprovadas em águas rasas e profundas", diz Angelle, observando um aumento de 44% nas solicitações de permissão para perfurar novos poços, desvios e desvios de 2016 a 2018. Ele diz que 141 permite broca foram emitidos em 2016 e 202 em 2018. Houve um aumento de 36% na cavidade dos poços na plataforma continental externa, com 139 em 2016 e 190 em 2018.

"As pessoas acreditam que os preços das commodities estão onde eles precisam estar no lado do petróleo para estimular o investimento", diz ele.

Angelle acredita que o regime regulatório confiável e previsível do país, juntamente com o foco na segurança, está atraindo interesse no desenvolvimento dos recursos do país.

"Acho que a palavra acabou", diz Angelle. "O Golfo do México está de volta, e os Estados Unidos estão interessados em ver investimentos e torná-lo o mais competitivo possível."

O ano passado foi um dos anos mais seguros que a indústria offshore já teve, e foi a maior produtora, diz Angelle.

Ao comparar dados de doenças e lesões em toda a indústria desde 2010, a indústria offshore tem um melhor histórico de segurança do que as indústrias de petróleo e gás, construção e mineração em terra, diz Angelle.

De 2016 a 2018, o BSEE aumentou as inspeções gerais em quase 21%. Ao mesmo tempo, a participação no programa de relatórios near miss miss do SafeOCS disparou em cerca de 2.700% dos operadores, representando 3% da produção da Outer Continental Outlet (OCS) em 2016, para operadores representando 85% da produção da OCS em 2018.

Uma das iniciativas recentes de segurança da BSEE, o Programa de Inspeção Baseada em Risco, que estava em fase piloto em 2017 e implementado em 2018, complementa o programa de inspeção anual do BSEE e foca em instalações e operação de maior risco.

“Não é um ou outro. Não são operações seguras e boa administração ambiental ou produção robusta ”, diz Angelle. “Não estamos instituindo uma equação do tipo ou / ou mas e uma. Nós podemos ter tudo. Estamos provando para a América que podemos produzir de maneira robusta, segura e ambientalmente sustentável ”.

O ano passado foi um dos anos mais seguros para a indústria offshore. (Imagem: BSEE)

Enquanto o GdM tem sido uma potência de produção, e há alguma produção na costa da Califórnia e do Alasca, o país está trabalhando para abrir outras áreas offshore para a produção.

Walter Cruickshank, diretor interino do Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), disse que o próximo plano de arrendamento de cinco anos da OCS no país pode abrir mais áreas de costa do país para a exploração. Durante décadas, as vendas do arrendamento foram no Golfo do México e partes offshore do Alasca. Nenhum arrendamento ocorreu na costa oeste desde 1984 e nenhum no Atlântico por cerca de 35 anos, diz ele.

O desenvolvimento do novo Programa Nacional de Leasing de OCS, sob a primeira Estratégia de Energia Offshore da America, coberta pela ordem executiva 13795, começou em julho de 2017 com a coleta de informações. O primeiro rascunho, lançado em janeiro de 2018, recebeu cerca de 2 milhões de comentários, o que “foi um recorde para nós”, diz Cruickshank. BOEM está realizando uma análise detalhada do cronograma de vendas proposto, e o segundo esboço do plano de cinco anos era esperado para ser lançado na primavera. O esboço final do plano poderia ser aprovado no final do ano.

Walter Cruickshank, diretor em exercício do BOEM (Foto: BOEM)

"O que estamos vendo neste programa, pela primeira vez desde que o programa 1982-87 foi montado, é uma análise de todo o OCS", diz Cruickshank. "Acreditamos que ainda há muito potencial no OCS".

Houve interesse na atividade sísmica no Atlântico, diz ele.

“Há muito reprocessamento do que (sísmico) existe e análogos da África Ocidental para melhor entender os recursos, mas a sísmica não foi coletada lá em mais de três décadas. A tecnologia então não podia enxergar tão profundamente sob o fundo do mar quanto a tecnologia atual ”, diz Cruickshank.

Os geólogos do BOEM também estão otimistas no GoM. "É a visão de nossos geólogos que metade da dotação total de petróleo e gás no Golfo do México ainda não foi descoberta", diz Cruickshank. "Achamos que ainda há muito para encontrar."

O Alasca é uma área com “muita promessa” e os geólogos do BOEM acreditam que detém 27 bilhões de barris de petróleo e mais de 130 trilhões de pés cúbicos de gás natural a serem descobertos.

"O projecto de programa proposto inclui áreas de planeamento do Alasca, o que poderia colocar o Árctico de volta à mesa para arrendamento", diz Cruickshank. Atualmente, há alguma produção na costa do Alasca, e o BOEM aprovou o plano de desenvolvimento e produção do ativo Liberty da Hilcorp, que é inteiramente em águas federais.

Ainda há 34 arrendamentos produtores no sul da Califórnia, embora alguns planos de descomissionamento sejam esperados nos próximos anos, diz ele.