Sísmica: A união faz o mercado

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Criado em 20/11/2013

O mercado de sísmica está de olho nas áreas da 11ª rodada da ANP, realizada em maio. A tendência para as atividades nesses blocos deverá ser a contratação multicliente ou spec. No cenário offshore são esperadas extensas campanhas em bacias como Foz do Amazonas, Barreirinhas e Espírito Santo. E no onshore, a aplicação da contratação coletiva, ainda pouco difundida no Brasil, também deverá dominar o cenário.

A sísmica multicliente será facilitada pela diversidade de empresas com blocos exploratórios nas bacias licitadas. Algumas delas, inclusive, já estão se articulando em grupos para contratar o serviço e começar a receber os dados ainda em 2014.

Um dos grupos formados por operadoras para contratar dados não exclusivos em blocos da 11ª rodada é composto por Petrobras, Total, Statoil e Queiroz Galvão. Elas se juntaram para contratar um levantamento 3D em seis blocos offshore da Bacia do Espírito Santo. Todas as áreas têm pelo menos duas das quatro empresas como sócias. O serviço cobrirá toda a área dos blocos, que totaliza 4,3 mil km².

No offshore, as vantagens do modelo compartilhado vão desde a diluição do custo de afretamento da embarcação e dos estudos ambientais até a otimização da rota a ser percorrida pelo navio que executará o levantamento. As empresas deverão adquirir os dados brutos em conjunto e contratar a etapa de processamento individualmente, por razões de confidencialidade.

Na Foz do Amazonas, apontada pelas empresas de sísmica como o "filé mignon" da 11ª rodada pela extensão da área, os 12 blocos concedidos somam 9 mil km² e reúnem dez empresas, algumas delas de peso, como Total, BP, Petrobras, BHP, Queiroz Galvão e Premier Oil. Em uma conta rápida, um levantamento 3D nos nove blocos de águas profundas da Foz pode render um contrato entre US$ 160 milhões e US$ 240 milhões, tomando como referência um preço médio de US$ 20 mil a US$ 30 mil por quilômetro quadrado de aquisição 3D.

A Total abriu licitação para contratar um levantamento 3D multicliente, cobrindo os cinco blocos operados pela empresa, mais os blocos da BP, BHP e Queiroz Galvão. Em Barreirinhas, a concorrência é liderada pela BG e inclui o bloco da BP. Foram convidadas para a concorrência as empresas PGS, CGG, Westerngeco, Polarcus, Dolphingeo e TGS.

O mercado também vê potencial em Barreirinhas e no agregado das bacias Potiguar e do Ceará. Em Barreirinhas são 16 blocos, que somam 8,7 mil km², dos quais 7,6 mil km² em águas profundas, que foram concedidos para sete empresas, entre elas BG, BP, Galp e Petrobras. Em Potiguar e Ceará são 11 empresas, entre elas Exxon, Chevron, Total, BP e Petrobras, que têm a concessão de nove blocos, totalizando 6,1 mil km².

Já os levantamentos nas bacias menores ou com menos concessionários, como Pará-Maranhão, Pernambuco-Paraíba e Sergipe-Alagoas, deverão ser executados em um segundo momento. No Pará-Maranhão, por exemplo, estão a Queiroz Galvão e a Pacific Brasil (Pacific Rubiales), enquanto em Pernambuco-Paraíba estão Queiroz Galvão, Petra Energia e Niko Resources. Todas poderão ter de aguardar uma janela para contratar os barcos que virão para a Foz do Amazonas, Barreirinhas e Potiguar/Ceará, aposta uma fonte do mercado.

Contrato já

As operadoras querem fechar os contratos ainda este ano para iniciar a sísmica em 2014. A duração do projeto dependerá da área a ser coberta. Considerando apenas os blocos concedidos na rodada de maio, o trabalho pode levar de oito a 12 meses, sem o processamento. Ou seja, se a licença ambiental sair no primeiro trimestre de 2014, as operadoras deverão ter dados para iniciar a interpretação na segunda metade de 2015.

Apesar dos prazos de até cinco anos para o primeiro período exploratório dos blocos do 11° leilão, a sísmica deve começar logo, especialmente na Foz do Amazonas e em Barreirinhas, em função do risco do licenciamento. Segundo especialistas, a licença para perfurar um poço na Foz, por exemplo, pode levar até um ano e meio.

A disputa pelos maiores contratos deverá envolver basicamente as grandes do setor de sísmica, como PGS, CGG e WesternGeco. O preço será um fator preponderante, mas as candidatas também apostam em diferenciais tecnológicos, dados os desafios operacionais da margem equatorial, como a topografia do fundo marinho e as fortes correntes, particularmente na Foz.

Segundo o vice-presidente da WesternGeco para a América Latina, Adyr Tourinho, esse tecnologia será um diferencial. "Apesar de as licitações terem sempre um direcionamento para o menor custo, vamos oferecer alternativas que agregam maior valor e melhor resultado ao cliente", afirma.

A PGS aposta em uma tecnologia de frequência em banda larga com dois sensores, que autorizam a aquisição de dados com os cabos perfeitamente horizontais da cabeça até o fim da linha. "É uma vantagem interessante nas áreas onde há forte variação vertical da correnteza", explica o presidente da PGS no Brasil, Stephane Dezaunay.

Para o diretor da CGG na América Latina, Luiz Braga, a sensibilidade da região será um dos desafios para a operação. "Nossos navios rodam com baixa emissão de combustível e oito dos maiores 3D da frota são certificados internacionalmente como os de menor impacto ambiental", destaca.

Garantia de continuidade

Apesar da inclinação das operadoras, as empresas de sísmica offshore ainda não vêm um contexto ideal. Para elas, falta uma indicação mais clara de que haverá novas rodadas e quais as áreas a serem licitadas num futuro próximo. Isso porque o investimento em sísmica não exclusiva prevê um potencial de vendas futuras das licenças de dados num horizonte de cinco anos.

No entanto, as condições oferecidas pelas operadoras limitam esse cenário. Alguns acreditam que o contrato em questão é mais parecido com um modelo "group shooting", no qual operadoras e parceiras nos blocos concedidos fazem a aquisição de toda a área de forma conjunta, diluindo os custos de aquisição em duas ou mais licenças de dados.

Por isso, sem novas rodadas, o potencial para vender licenças adicionais ficaria limitado a empresas que entrarem nos blocos em processos de farm-in ou a concessionárias que quiserem estender a aquisição a áreas vizinhas ao bloco.

Onshore promissor

Já em terra, a perspectiva para a aplicação do modelo spec ou multicliente anima o mercado. A argentino-canadense Pan American Geophysical, que já fez um serviço no Brasil para a Petra Energia na Bacia do Amazonas, tem abordado as operadoras com propostas nos dois modelos. "Dependendo da área, o custo de mobilização e desmobilização pode inviabilizar a contratação de dados exclusivos", explica o gerente Geral da empresa no país, Fernando Roxo.

O cenário para serviços multicliente nos blocos onshore da 11ª rodada é favorecido pelo conjunto diversificado de concessionários. Se antes da rodada havia em torno de 12 operadoras com potencial para a contratação de dados onshore, após o leilão esse número pulou para 28, segundo estimativas do setor.

A novidade deve ser uma opção forte em bacias maduras, como Recôncavo, Potiguar e Sergipe-Alagoas, onde os blocos arrematados na 11ª rodada têm 30 km2, em média. "O ideal é contratar 100 km2, mas a partir de 60 km2 a sísmica onshore já começa a ser viável", comenta o consultor independente Jotávio Gomes.

Embora seja comum em outros países, inclusive na América do Sul, a sísmica spec onshore enfrentava alguma resistência no Brasil, em função do risco político, social e ambiental das operações. Segundo relatos do mercado, algumas operadoras temem delegar o licenciamento às EADs e terem a imagem afetada no caso de um incidente.

Esse cenário, porém, está mudando. Uma das pioneiras no spec onshore, a Georadar já aplicou o modelo em dois contratos, embora ambos para um único cliente. "É bom para a operadora, porque ela se isenta do risco operacional, e o pacote de dados que ela contrata só serve para ela", argumenta o presidente da empresa, Luiz Nagata, revelando, no entanto, que a empresa obteve das operadoras um pré-financiamento.

Em um dos contratos, a Georadar fez um spec de 1.700 km 2D e 1.000 km² 3D para o consórcio Petrobras/Petrogal na Bacia do Amazonas. O trabalho foi concluído em fevereiro. O outro trabalho foi um 2D para a BP no Maranhão em 2012.

Proprietária dos dados por dez anos, a Georadar já vendeu as licenças para as operadoras e espera vender outras em operações de farm-in. No caso dos dados adquiridos no Amazonas, a empresa ainda tem a expectativa de vender licenças para mineradoras da região. "O objetivo da indústria do petróleo está abaixo dos 2 mil metros, mas acima disso interessa à mineração", explica Nagata.

A Geoquasar, que montou uma base em Catu (BA) de olho nos blocos do Recôncavo, é outra que aposta no spec onshore. Das quatro propostas que já enviou ao mercado, três eram no modelo multicliente.

O presidente da companhia, Marcos Almeida, destaca o benefício técnico do arranjo entre as operadoras na contratação da sísmica. "O trabalho em cooperação melhora a condução e os resultados da campanha", frisa.

Negociações

As bacias de Tucano, Sergipe-Alagoas e Recôncavo despontam como áreas com maior potencial para o spec. Nova Petróleo, Geopark e Brasoil, todas com blocos no Recôncavo, já negociam a aquisição de dados 3D em conjunto.

Com cinco blocos, todos no Recôncavo, a Nova Petróleo poderá ser uma das operadoras a optar pelo modelo. "Estamos conversando com a Geopark e a Brasoil Manati", informa um dos executivos da empresa, Murilo Marroquim, que espera contratar 130 km² de sísmica 3D nos blocos para início em 2014.

A presença de empresas pequenas em blocos grandes melhora ainda mais o cenário para a sísmica compartilhada. A recém-fundada Ouro Preto, que já arrematou dois blocos na Bacia do Parnaíba e deverá ficar com mais dois de empresas que desistiram de assinar contratos do leilão, ilustra essa tendência.

Segundo o diretor da empresa, Sérgio Possato, há interesse em um arranjo com a Petrobras, que arrematou dois blocos adjacentes, para fazer um spec 2D. "É uma área grande, que requer maior investimento em logística", justifica.

O mercado já identificou pelo menos 15 concorrências para a contratação de sísmica onshore em blocos da rodada de maio. Com base no programa exploratório mínimo (PEM) comprometido, o setor poderá faturar R$ 900 milhões nos próximos quatro anos, com levantamentos 2D (20.300 km), 3D (2.850 km²) e métodos não sísmicos, como geoquímica e mag/grav em campos terrestres. Há quem aposte em mais de R$ 1 bilhão.

Em valores absolutos, a Bacia do Parnaíba, com seis blocos concedidos, totalizando 1.800 km², lidera a previsão de investimentos, com R$ 792 milhões, seguida pelas bacias maduras (R$ 279 milhões), com 44 blocos e 1.320 km², e a Bacia de Tucano (R$ 242 milhões), com 19 blocos e 3.400 km².

Brasil Energia Óleo e Gás - 28/10/2013 - Ricardo Vigliano