Não basta perfurar um número crescente de poços para garantir a produção de gás não convencional - é preciso usar um método científico, que combine conhecimentos diversos, para identificar áreas de maior potencial e, assim, otimizar investimentos. Essa foi a orientação consensual de três representantes dos maiores players do setor, reunidos na Rio Oil & Gas, como palestrantes no painel que abordou as questões tecnológicas, regulatórias, de infraestrutura e de investimento no gás não convencional na América Latina.

Presidente da Schlumberger Brasil, José Firmo foi o primeiro a enfatizar que é preciso que se abandone o brute force (fratura sequencial das rochas) e seja adotado um modelo mais eficiente, baseado em pesquisas prévias. "Há que se estudar onde será melhor perfurar os poços, onde os desafios geomecânicos serão menores", disse, referindo-se principalmente às características de porosidade das rochas e heterogeneidade dos reservatórios.

Segundo o executivo, um dos grandes avanços da indústria americana no setor foi o desenvolvimento da tecnologia de fraturamento HiWAY, utilizada com êxito também em sete de uma sequencia de quinze poços perfurados recentemente na Argentina. "A troca de experiências para difusão tecnológica é um ponto chave para o desenvolvimento do setor", defendeu.

Hoje os Estados Unidos possuem 20% das reservas de shale gas (gás de xisto) e 80% da capacidade instalada de produção no mundo. O shale gas corresponde a 60% do gás produzido nos EUA. A América Latina, por sua vez, reúne três dos países com maiores potenciais em reservatórios - Argentina, México e Brasil. "Existe o recurso e estão previstos investimentos de 3,2 bilhões de dólares no setor. Mas a eficiência operacional vai depender de uma indústria ativa e colaborativa", ressaltou.

Concordando com a importância dos estudos prévios, Paul Guthrie, Gerente de Risco Econômico, Global e Estratégia Comercial da Halliburton, chamou a atenção para os custos e a viabilidade econômica das operações no setor de gás não convencional. "Muito está sendo dito aqui na Rio Oil sobre o potencial do não convencional para mudar a matriz energética. Eu não quero dar um banho de água fria, mas tenho que destacar que o desenvolvimento desse setor é custoso."

Para Guthrie, o investimento inicial - principalmente quando se busca precisão na avaliação da capacidade dos reservatórios - é muito alto. "É preciso investir no estágio piloto, investir corretamente para encontrar o máximo de valor. Mas continuar perfurando pode ser uma alternativa para não deixar cair a produção."

Ele também destacou a importância de uma regulamentação que permita ao investidor mudar a direção de suas perfurações. "É preciso agilidade, para que a empresa possa decidir perfurar poços em outras regiões, se for o caso. O ritmo de perfuração é muito importante. Foi o que garantiu o sucesso das empresas americanas."

Por fim, Renato Darros de Matos, Diretor de E&P da Imetame Energia, comentou sobre a experiência de exploração da bacia de São Francisco, no Brasil, e os desafios enfrentados para identificar potencial e reduzir impactos ambientais.  Uma de suas recomendações foi a separação entre bacias onshore e offshore, e convencionais e não convencionais num novo marco regulatório.