Petrolíferas competem por projetos para impulsionar a produção venezuelana, mas enfrentam um grande desafio

FOTO DE ARQUIVO: Uma chama que queima gás natural é vista numa planta de tratamento de petróleo pesado operada pela petrolífera estatal venezuelana PDVSA, na rica faixa petrolífera do Orinoco, perto de Cabrutica no estado de Anzoátegui, Venezuela. 16 de abril de 2015. REUTERS/Carlos García Rawlins/Arquivo · Reuters

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qui, 19 de fevereiro de 2026, 20:04 GMT+9 11 min de leitura

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CABIMAS, Venezuela, 19 fev (Reuters) - Em setembro, uma sonda de perfuração de poços em águas rasas completou sua longa viagem desde a China até à região petrolífera venezuelana do Lago de Maracaibo.

A passagem da enorme e antiga estrutura, chamada Alula, a poucos centímetros abaixo da ponte que conecta a cidade de Maracaibo com os campos petrolíferos da costa oriental do lago despertou entusiasmo entre residentes e trabalhadores que não tinham visto chegar equipamentos de perfuração há anos devido às sanções americanas.

A plataforma impactou um duto ao passar sobre os 20.000 quilômetros de tubulações subaquáticas que jazem no lago. O petróleo vazou durante meses antes que as reparações pudessem ser concluídas e a sonda fosse instalada no lago contaminado no final do ano. Desde então, o aumento da produção de petróleo tem sido pequeno.

A história do Alula é um aviso para as empresas energéticas estrangeiras, como a americana Chevron, que buscam expandir-se rapidamente na Venezuela e assumir projetos de curto prazo necessários para impulsionar a produção petrolífera do país. Cada avanço costuma trazer novos desafios.

Outras empresas estrangeiras presentes no país incluem a espanhola Repsol, a italiana ENI, a francesa Maurel&Prom e a China National Petroleum Corp.

O presidente Donald Trump quer que empresas americanas invistam 100 bilhões de dólares na reconstrução de uma indústria petrolífera que sofreu 20 anos de abandono, má gestão e falta de investimento sob os presidentes Hugo Chávez e Nicolás Maduro.

Washington tem flexibilizado as sanções desde sua incursão militar para capturar Maduro no início de janeiro, emitindo várias licenças gerais que permitem às empresas energéticas exportar, importar, investir e operar projetos de petróleo e gás no país parceiro da OPEP.

As expansões iniciais poderiam levar o país a aumentar sua produção de petróleo em até 500.000 barris por dia (bpd) em apenas seis meses, partindo do milhão de bpd atual, afirmaram dois executivos de empresas com ativos lá.

O ​secretário de Energia dos EUA, Chris Wright, disse neste mês, de Caracas, que espera um “aumento drástico” na produção venezuelana nos próximos meses.

Enquanto isso, Houston, a capital energética dos EUA, e as regiões petrolíferas da Venezuela estão em efervescência, com executivos mobilizando-se para aproveitar as oportunidades de negócio oferecidas por participar de uma das maiores obras de reparo de uma indústria energética na história.

Continuação da história  

Trata-se de um esforço de magnitude semelhante às obras para impulsionar a produção do Iraque após a Segunda Guerra do Golfo ou para reabilitar os campos petrolíferos queimados do Kuwait a pedido do líder iraquiano Saddam Hussein.

Segundo meia dúzia de trabalhadores, empregados petrolíferos com experiência na Venezuela e executivos que planejam trabalhar lá, bem como diversos especialistas e analistas da indústria entrevistados pela Reuters para este artigo, a primeira fase na Venezuela envolveria alguns projetos relativamente simples para aumentar rapidamente o fluxo de petróleo.

Prevê-se que esses consistam em usar sondas já existentes no país, recondicionar poços fechados e melhoradores de petróleo que operam abaixo de sua capacidade, além de reparar portos e dutos operados pela petrolífera estatal PDVSA. Mas mesmo os projetos que parecem simples são, na verdade, difíceis, disseram os especialistas. Depois disso, o trabalho se tornará ainda mais complicado.

No início de fevereiro, um repórter da Reuters que percorreu a área do Lago de Maracaibo viu destroços da indústria petrolífera, tanques transbordando petróleo, campos abandonados, costas enegrecidas e longas filas de veículos para comprar gasolina perto das terminais de armazenamento e áreas operacionais administradas pela PDVSA.

Todos são lembretes visíveis de quanto trabalho ainda há pela frente na região que abriga as instalações de produção mais antigas da Venezuela e que possui a segunda maior capacidade de produção do país.

OS PRIMEIROS PASSOS

Entre os passos iniciais que as empresas veem estão projetos como o que executa a China Concord Resources Corp (CCRC), que trouxe a sonda Alula para a Venezuela no ano passado.

A empresa busca aumentar a produção de uma combinação de petróleo leve e pesado de dois campos para 60.000 bpd até o final deste ano, partindo de cerca de 16.000 bpd em dezembro, através de um programa de 1.000 milhões de dólares que envolve recondicionar até 875 poços antes de perfurar novos poços. A CCRC tenta agora resolver vários imprevistos, desde o fornecimento insuficiente de gás para manter a pressão dos campos até a perda de dados técnicos e a falta de transporte para os trabalhadores, disse uma fonte do projeto.

Não está claro se esse projeto prosseguirá após Trump afirmar que empresas de rivais dos EUA no cenário político mundial — China, Rússia e Irã — já não são bem-vindas na Venezuela.

Sob as sanções, empresas desses países eram as únicas dispostas a trabalhar na Venezuela. Em contraste, a Chevron — por anos a única grande produtora americana de petróleo no país — encontra-se numa posição privilegiada para obter ganhos iniciais.

A companhia precisa do tipo de petróleo leve que a China Concord está produzindo e está competindo com rivais para garantir o fornecimento no Lago de Maracaibo.

O petróleo leve e os combustíveis que podem diluir o petróleo venezuelano denso são matérias-primas valiosas para as empresas energéticas que operam no país. Sem melhoradores de petróleo ou diluentes caros, as enormes reservas de petróleo extrapesado do país não podem ser transportadas nem exportadas.

A promessa de barris relativamente fáceis de produzir está aumentando o interesse de empresas estrangeiras em trabalhar em regiões altamente poluídas ou tecnicamente complexas, como o Lago de Maracaibo e o Norte de Monagas, que a PDVSA negligenciou nas últimas décadas como parte de sua estratégia de focar na prolífica e vasta Faixa do Orinoco, mais ao sudeste.

O petróleo ao redor de Maracaibo também poderia ser mais barato para a Chevron do que o de outras regiões, especialmente com os preços do petróleo baixos, porque não precisa ser tratado antes da exportação, disse um ex-funcionário que trabalhou na Venezuela.

Outras opções incluem reabrir poços fechados por falta de equipamento especializado ou energia elétrica, recondicionar poços de baixo rendimento para aumentar a produção e perfurar novos poços, disse o ex-funcionário, acrescentando que a Chevron provavelmente já tem uma longa lista de novas localizações de poços em consideração.

A Chevron afirmou que “faz parte do passado da Venezuela e mantém seu compromisso de trabalhar em conjunto para o futuro”. Acrescentou que acolhe com satisfação as recentes licenças americanas e as reformas legais na Venezuela.

O Ministério de Hidrocarbonetos do país e a PDVSA não responderam a pedidos de comentários. Não foi possível contactar imediatamente a China Concord.

TRABALHO PESADO NO ORINOCO

Empresas com contratos petrolíferos ou participações em projetos em todo o país estão competindo pelo acesso a equipamentos especializados que já estão lá.

Existem até 14 sondas de perfuração e recondicionamento armazenadas há anos na Venezuela, propriedade da SLB, que tem sua sede em Houston e é um dos principais fornecedores mundiais de serviços petrolíferos, disseram três fontes familiarizadas com seus ativos.

A SLB tem sido o principal fornecedora de serviços da Chevron desde que iniciou seu programa de perfuração mais recente na Venezuela em 2024, como parte de uma licença prévia concedida pelos EUA. Assim como a petrolífera americana, a SLB possui muitos anos de experiência no país.

As sondas que a SLB possui na Venezuela foram usadas em projetos da PDVSA antes de Washington impor sanções em 2019. Posteriormente, empresas americanas e aquelas que cumpriam as sanções não puderam operar sondas ou equipamentos especializados lá.

A SLB afirmou que continua com instalações operacionais, equipamentos e pessoal na Venezuela e que está na fase inicial de colaboração com seus clientes para coordenar os próximos passos. “Confiamos que, sob condições e ambiente de segurança adequados, poderemos intensificar as atividades rapidamente”.

As sondas de perfuração e manutenção são muito necessárias na Faixa do Orinoco, onde a produção geralmente emprega um sistema de macollas ou grupos de poços.

No entanto, a necessidade de diluentes para misturar com o petróleo extrapesado pode ser mais urgente para esvaziar os estoques acumulados nos últimos meses e impulsionar as exportações.

A Chevron e outros parceiros da PDVSA estão focados em garantir equipamentos de perfuração, acesso a melhoradores de petróleo e petróleo leve ou nafta que possam ser usados para misturar. A americana também precisa renovar infraestrutura de propriedade da PDVSA, como a terminal de exportação de Bajo Grande.

Além disso, seria necessário dragar o canal de navegação do Lago de Maracaibo, algo que não foi feito adequadamente durante anos devido às sanções que impediam a contratação das dragas necessárias para esse trabalho.

Para que a Chevron possa aumentar significativamente a produção na Faixa, é preciso renovar o melhorador de seu projeto Petropiar, que converte petróleo extrapesado em variedades de petróleo exportáveis. Essa instalação também não foi completamente reparada há anos, informaram duas fontes da empresa.

Apenas cinco projetos na Venezuela, de mais de 40 empresas mistas entre a PDVSA e parceiros estrangeiros e locais, têm acesso a melhoradores ou estações de mistura para processar o petróleo extrapesado da Faixa, uma região que abriga mais de 80% das reservas estimadas de 303 bilhões de barris de petróleo do país.

As empresas sem melhorador precisariam obter diluentes caros importados para poder exportar barris, uma opção que reduziria sua rentabilidade e que, além disso, apresenta desafios logísticos devido às limitações da Venezuela na descarga, transporte e armazenamento.

A North American Blue Energy Partners, vinculada ao magnata americano do asfalto Harry Sargeant, tem reparado há meses pelo menos uma sonda de propriedade da PDVSA para seu projeto Petrocedeño na Faixa. A conclusão dessas reparações poderia colocar a equipe inativa em operação com relativa rapidez, segundo duas fontes próximas à companhia.

A North American Blue Energy Partners não respondeu imediatamente a uma solicitação de comentários.

Thomas O’Donnell, estrategista energético independente, afirmou que muitos campos venezuelanos considerados esgotados ainda poderiam ter potencial de produção significativo.

" Muitos dos que ​se dizia estarem mortos, esgotados, na verdade não estão. A PDVSA simplesmente não tinha capacidade nem equipamento para continuar explorando-os ​e estava selecionando cuidadosamente os campos", explicou.

O’Donnell referiu-se a campos maduros onde os últimos estudos sísmicos foram concluídos na década de 1990 ou início dos anos 2000, usando tecnologia 2D agora obsoleta.

Disse que as empresas poderiam obter ganhos substanciais entrando em campos que já estão em operação e atualizando-os, o que potencialmente geraria “talvez um aumento de 50 a 100% do que está sendo produzido agora”.

Um executivo de uma empresa de serviços petrolíferos que trabalhou na Venezuela, falando sob condição de anonimato, estimou que o país poderia aumentar a produção total nos campos existentes para 1,5 milhões de bpd em menos de um ano, desde que as licenças necessárias fossem obtidas.

A fonte afirmou que os campos petrolíferos venezuelanos “são muito valiosos, a produção pode aumentar bastante”, referindo-se às reservas abundantes. No entanto, acrescentou que persistem problemas na cadeia de suprimentos e grandes preocupações de segurança, especialmente ao redor de Maracaibo.

O executivo também apontou que ainda há incerteza jurídica, pois não há garantia de que os acordos assinados agora serão respeitados por futuros governos.

A Assembleia Nacional aprovou em janeiro uma reforma petrolífera profunda que ​concede autonomia às empresas estrangeiras.

Mas alguns dos novos modelos de contrato - inicialmente impulsionados por Maduro com pouco sucesso - ainda são considerados arriscados por possíveis investidores, disseram executivos petrolíferos, acrescentando que é necessária uma maior regulamentação para esses contratos.

Também há questionamentos constitucionais sobre a legitimidade a longo prazo da reforma aprovada. Os Estados Unidos, a União Europeia e outros países não reconheceram os resultados das eleições parlamentares e presidenciais ​dos últimos anos, que consideraram fraudulentas.

Outro risco importante para os investidores é que futuros governos americanos mudem de política e aliviem a pressão que obrigou Caracas a ceder o controle de suas exportações e receitas petrolíferas a Washington.

Um trabalhador da terminal La Salina da PDVSA, perto do Lago de Maracaibo, disse à Reuters que o investimento necessário será enorme, de acordo com sua experiência de 22 anos trabalhando na área. “As empresas que vêm têm condições de fazer, falta ver se realmente querem, quando virem o desastre que temos”, afirmou.

(Reportagens de Mariela Nava, Marianna Párraga, Ana Isabel Martínez, Nathan Crooks, Sheila Dang e Deisy Buitrago. Relatório adicional de Aizhu Chen. Editado por Javier Leira)

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