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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
O DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO DE SHALE GAS NOS ESTADOS
UNIDOS E SUA PERSPECTIVA PARA O BRASIL
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
GUSTAVO COSTA PUPE SILVA
Niterói,
2013
GUSTAVO COSTA PUPE SILVA
O DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO DE SHALE GAS NOS ESTADOS
UNIDOS E SUA PERSPECTIVA PARA O BRASIL
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo
da Escola de Engenharia da Universidade
Federal Fluminense, como requisito parcial para
a obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia
de Petróleo.
Orientador: Arturo Rodrigo Ferreira Pardo
Niterói,
2013
Dedico este trabalho a Deus e àqueles que
não poupam esforços para se sacrificarem em
prol da felicidade do próximo.
AGRADECIMENTOS
Agradeço, primeiramente, a Deus, pois Ele nos dá o pão de cada dia e a persistência
para atingirmos os nossos objetivos.
Aos meus pais, Angela e Silvio Romero, por terem me proporcionado a educação e o
propósito de nunca desistir, não importa o quão árduo seja o caminho. Obrigado por terem
sido pacientes nos momentos de ausência, provocada pelo período letivo.
Ao meu irmão Felipe, por ter sempre estado também ao meu lado, apoiando em
diversas questões da minha vida, por ser um ponto de apoio moral e exemplo de
companheirismo.
À toda minha família e a meus primos, em especial à minha avó Lolita e tia avó
Lenizia, as quais sempre oraram pela minha saúde e bem estar, e também ao meu primo
Paulo Rogério, que me apoiou, quando muito precisei, momentos antes do vestibular.
A todos os meus amigos que marcaram presença durante esta passagem marcante
da minha vida. Sem eles este período de pressão não teria sido tão ameno. Obrigado
principalmente pelas ligações de madrugada durante os períodos de provas, ao som de
diversas canções.
Ao orientador Arturo Pardo, por disponibilizar seu tempo para a realização deste
trabalho.
À UFF por tornar este sonho de ser Engenheiro realidade e por ter sido uma segunda
casa ao longo desta graduação.
Muito Obrigado!
“A menos que modifiquemos a nossa maneira de
pensar, não seremos capazes de resolver os
problemas causados pela forma como nos
acostumamos a ver o mundo”.
Albert Einstein
“A persistência é o menor caminho do êxito”.
Charles Chaplin
RESUMO
O gás natural no mundo se tornou uma fonte energética de grande importância
econômica e ambiental por reduzir as emissões de gás de efeito estufa, quando comparado
a fontes como petróleo e carvão.
Assim, a produção de gás de folhelho (Shale Gas), ou gás de xisto, mostrou-se um
forte complemento à oferta de gás nos Estados Unidos, aquecendo o mercado interno de
gás natural e de desenvolvimento de tecnologia. No Brasil, são favoráveis as perspectivas
de produção desta fonte não convencional, por apresentar fortes indícios de volumes
consideráveis em bacias do interior nordestino e sul do país, o que se pode esperar que
haja uma interiorização do gás natural no Brasil, o qual concentra sua distribuição na região
litorânea do país.
Este trabalho irá abordar a sequência de desenvolvimento da produção de gás de
folhelho nos Estados Unidos e suas perspectivas para o cenário brasileiro.
Palavras chaves: Gás de folhelho, Fraturamento hidráulico, Perfuração horizontal.
ABSTRACT
The natural gas has become a major energy source for economic and environmental
importance by reducing greenhouse gases emissions compared to sources like oil and coal.
Thus, the shale gas production has proven to be a strong complement to the gas
supply in the United States, heating the natural gas internal market and development of
technology. The expectations of this unconventional source production are strong in Brazil by
presenting strong evidence of considerable volumes in the interior basins in Northeast and
South regions, which can be expected that there is an internalization of natural gas use in
Brazil, which focuses its distribution for the coastal region of the country.
This study will address the following development of shale gas production in the
United States and its expectations for the Brazilian scenario.
Key words: Shale gas, Hydraulic fracturing, Horizontal wells.
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 - Terminal de Cabiúnas, Macaé - RJ.....................................................................19
Figura 2.2 - Esquema de Reservatórios de Gás Associado e Não Associado.......................22
Figura 3.1 - Esquema ilustrativo de reservatórios convencionais e não convencionais.........43
Figura 3.2 - Amostra de folhelho............................................................................................45
Figura 3.3 - Relação espacial entre as Rochas Geradoras, Reservatório e Selantes...........46
Figura 3.4 - Área ocupada pelo campo de Marcellus e Utica.................................................47
Figura 3.5 - Esquema ilustrativo de produção de gás natural convencional e não
convencional...........................................................................................................................47
Figura 3.6 - Esquema ilustrativo de poço multidirecional.......................................................51
Figura 3.7 - Elementos básicos de um poço direcional..........................................................53
Figura 3.8 - Sequência de um Fraturamento Hidráulico em poço revestido..........................56
Figura 3.9 - Tensões atuantes ao longo da formação............................................................57
Figura 3.10 - Diagrama de pressões de operação de Mini Frac............................................59
Figura 3.11 - Curvas de permeabilidade para cada tipo de propante....................................64
Figura 3.12 - Caracterização dos grãos a partir do fator de forma de Krumbein...................65
Figura 4.1 - Malha de gasodutos dos EUA............................................................................75
Figura 4.2 - Malha de gasodutos brasileira............................................................................91
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 2.1 - Evolução da Matriz Energética Mundial.............................................................25
Gráfico 2.2 - Distribuição das Reservais Provadas de Gás Natural em 1992, 2002 e
2012........................................................................................................................................28
Gráfico 2.3 - Taxa R/P por Região em 2012..........................................................................33
Gráfico 2.4 - Matriz Energética Brasileira em 2011................................................................35
Gráfico 2.5 - Matriz Energética Brasileira em 2010................................................................36
Gráfico 3.1 - Curva de Produção de campos de Shale Gas...................................................48
Gráfico 4.1 - Matriz Energética dos Estados Unidos..............................................................66
Gráfico 4.2 - Incremento da produção de gás natural em Barnett Shale entre 1990 e
2010........................................................................................................................................70
Gráfico 4.3 - Comportamento dos preços do gás natural nos EUA, de 2000 a 2012.............73
Gráfico 4.4 - Comportamento da produção e demanda de gás natural nos EUA de 2000 a
2012........................................................................................................................................74
Gráfico 4.5 - Distância das fraturas ao aquífero em Marcellus Shale....................................77
Gráfico 4.6 - Emissões de gases de efeito estufa - gás natural x carvão...............................79
Gráfico 4.7 - Produção de gás natural nos EUA, de 1990 a 2035..........................................83
Gráfico 4.8 - Curva de produção de campos de Shale Gas e produção
acumulada..............................................................................................................................84
Gráfico 4.9 - Produção americana de gás de Shale Gas.......................................................85
Gráfico 4.10 - Estimativas de reservas de gás tecnicamente recuperáveis (EUA)................86
Gráfico 4.11 - Consumo de gás natural por setor no Brasil...................................................88
Gráfico 4.12 - Geração de energia elétrica por fonte energética...........................................89
Gráfico 4.13 - Estimativa de consumo total de gás natural no Brasil (milhões de m³/dia).....93
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 - Composição do Gás Natural Bruto em alguns países........................................21
Tabela 2.2 - Reservas Mundiais Provadas de Gás Natural....................................................26
Tabela 2.3 - Produção Líquida Mundial de Gás Natural.........................................................28
Tabela 2.4 - Consumo Mundial de Gás Natural por País.......................................................31
Tabela 2.5 - Consumo de Gás Natural no Brasil na Última década.......................................35
Tabela 2.6 - Reservas Totais de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar).......................37
Tabela 2.7 - Reservas Provadas de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar)..................38
Tabela 2.8 - Produção de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar)..................................39
Tabela 2.9 - Produção de Gás Natural Associado e Não Associado.....................................40
Tabela 3.1 - Granulometria do propante.................................................................................63
Tabela 4.1 - Estimativas das Reservas Mundiais de Gás Natural..........................................68
Tabela 4.2 - Investimentos esperados em infraestrutura de gás natural nos Estados Unidos
até 2030..................................................................................................................................76
Tabela 4.3 - Distância entre maiores reservatórios de folhelhos e seus aquíferos................79
Tabela 4.4 - Incidentes mais reportados envolvendo perfuração de poços de gás...............80
Tabela 4.5 - Comparativo de utilização de água de diversos setores....................................81
Tabela 4.6 - Estimativa da produção de gás natural e preços por cenário............................87
Tabela 4.7 - Estimativas de reservas brasileiras de gás de folhelho por bacia.....................92
LISTA DE ACRÔNIMOS
AGN - Associação Portuguesa de Empresas de Gás Natural
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BEN - Balanço Energético Nacional
BHA - Bottom Hole Assembly
BNDES - Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social
BP - British Petroleum
BTU - British Thermal Unit
BU - Buildup Section
BUR - Buildup Rate
CBM - Coalbed Methane
COMGÁS - Companhia de Gás de São Paulo
DOE - Department of Energy
E&P - Exploração e Produção
EIA - U.S. Energy Information Administration
EOB - End of Buildup
EPA - Environmental Protection Agency
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
ERW - Extended Reach Wells
GASBOL - Gasoduto Brasil-Bolívia
GLP - Gás Liquefeito de Petróleo
GNL - Gás Natural Liquefeito
GR - Golden Rules
HSB – High Strength Bauxite
IEA - International Energy Agancy
IPAA - Independent Petroleum Association of America
ISIP – Instantaneous Shut In Pressure
ISP – Intermediate Strength Proppants
KOP - Kickoff Point
LU - Low Unconventional
mD - MiliDarcy
MERC - Morgantown Energy Research Center
MIT - Massachusetts Institute of Technology
MMA - Ministério do Meio Ambiente
MME - Ministério de Minas e Energia
NETL - National Energy Technology Laboratory
NPC - The National Petroleum Council
OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento
PEMAT - Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário
R/P - Razão Reserva - Produção
RCS – Resin Coated Sand
UHE - Usina Hidrelétrica
UPGN - Unidade de Processamento de Gás Natural
UTE - Usina Termelétrica
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 15
1.1. OBJETIVO .................................................................................................................. 17
1.2. MOTIVAÇÃO ............................................................................................................... 17
1.3. METODOLOGIA ........................................................................................................... 17
1.4. ESTRUTURA DO TRABALHO ........................................................................................ 18
2. GÁS NATURAL ................................................................................................................... 19
2.1. ORIGEM DO GÁS NATURAL ......................................................................................... 20
2.2. APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL .................................................................................. 22
2.3. O GÁS NATURAL NO MUNDO ........................................................................................ 24
2.3.1. RESERVAS MUNDIAIS DE GÁS NATURAL .............................................................. 25
2.3.2. PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO MUNDO ........................................................... 28
2.4. O GÁS NATURAL NO BRASIL ...................................................................................... 33
2.4.1. RESERVAS DE GÁS NATURAL NO BRASIL ............................................................. 35
2.4.2. PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO BRASIL ............................................................ 36
3. ASPECTOS GEOLÓGICOS E TECNOLÓGICOS DO SHALE GAS ................................................ 42
3.1. RESERVATÓRIO.......................................................................................................... 42
3.1.1. RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS....................................................................... 42
3.1.2. RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS ............................................................... 43
3.2. POÇO DIRECIONAL ..................................................................................................... 48
3.2.1. ELEMENTOS DE UM POÇO DIRECIONAL ................................................................ 52
3.2.2. REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO ........................................................................... 52
3.3. FRATURAMENTO HIDRÁULICO ..................................................................................... 54
3.3.1. ÁREA DE CONTATO POÇO – RESERVATÓRIO ........................................................ 54
3.3.2. DESCRIÇÃO DO PROCESSO.................................................................................. 55
3.3.3. INICIAÇÃO E EXTENSÃO DA FRATURA ................................................................... 57
3.3.4. DIAGRAMA DE PRESSÕES ................................................................................... 58
3.3.5. FLUIDO DE FRATURAMENTO ................................................................................ 59
3.3.6. PROPANTES ....................................................................................................... 61
3.3.6.1. A GRANULOMETRIA DO PROPANTE ............................................................... 63
3.3.1.1. ESFERICIDADE E ARREDONDAMENTO ........................................................... 63
4. SHALE GAS - O DESENVOLVIMENTO AMERICANO E PERSPECTIVAS BRASILEIRAS .................. 66
4.1. O SHALE GAS E OS ESTADOS UNIDOS ........................................................................ 67
4.1.1. FATORES QUE INDUZIRAM O DESENVOLVIMENTO DA EXPLORAÇÃO DO SHALE GAS 67
4.1.1.1. A SEGURANÇA ENERGÉTICA ........................................................................ 70
4.1.1.2. INCENTIVOS À EXPLORAÇÃO ........................................................................ 71
4.1.1.3. PREÇOS E CUSTOS DE PRODUÇÃO ............................................................... 73
4.1.1.4. INFRAESTRUTURA ....................................................................................... 74
4.1.1.5. MOTIVAÇÃO AMBIENTAL .............................................................................. 76
4.1.1. ASPECTOS AMBIENTAIS ...................................................................................... 77
4.1.2. IMPACTO DO SHALE GAS NO MERCADO AMERICANO ............................................ 82
4.1.3. IMPACTO DO SHALE GAS NOS PREÇOS E AS PERSPECTIVAS FUTURAS DA PRODUÇÃO
................................................................................................................................... 83
4.2. BRASIL: CENÁRIO ATUAL E PERSPECTIVAS FUTURAS .................................................. 87
4.2.1. O MERCADO BRASILEIRO DE GÁS NATURAL ........................................................ 87
4.2.2. INFRAESTRUTURA ............................................................................................... 90
4.2.3. PERSPECTIVAS FUTURAS .................................................................................... 92
4.2.3.1. AUMENTO DA DEMANDA .............................................................................. 92
4.2.3.2. AUMENTO DA OFERTA ................................................................................. 93
5. CONCLUSÃO...................................................................................................................... 95
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................................. 97
1. INTRODUÇÃO
O gás natural é uma importante fonte energética que aumentou de forma significativa
a sua participação na matriz energética mundial nas últimas décadas. O consumo de gás
teve crescimento médio anual de cerca de 2% expandindo cada vez mais o horizonte da
cadeia produtiva deste insumo econômico e tecnologicamente.
Neste contexto, a produção de gás não convencional se tornou peça fundamental na
economia estadunidense, a qual era forte dependente da importação de gás natural,
principalmente do Canadá. A partir da produção do shale gas, os Estados Unidos foram
capazes de fomentar o mercado interno aumentando o consumo interno de gás natural e,
fundamentalmente, reduzindo os preços do mesmo.
Segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP, 2010), os reservatórios de gás não
convencional são aqueles cuja extração é considerada difícil e pouco atrativa
economicamente. A produção do gás não convencional depende do avanço do
conhecimento geológico e da tecnologia. Entretanto, o conceito de gás não convencional
não é absoluto, pois o que outrora fora considerado não convencional pode vir a tornar-se
convencional através da evolução das técnicas de produção.
De forma geral, gás não convencional pode ser considerado todo gás natural que é
mais difícil e menos atrativo, economicamente, de se produzir. Este conceito varia com o
tempo e de reservatório para reservatório.
O boom da produção do gás de folhelho (shale gas) aconteceu nos Estados Unidos,
a partir de diversos fatores que serão abordados no capítulo 4 deste trabalho. Dentre estes
fatores, um fato que levou a produção em escala comercial do gás de folhelho foi a
combinação das técnicas de perfuração horizontal com a estimulação por fraturamento
hidráulico, que permitiu o escoamento de volumes consideráveis de gás tornando a
produção, portanto, viável economicamente.
Atualmente os Estados Unidos são os maiores produtores e consumidores de gás no
mundo, fechando 2012 com uma produção acumulada de 681,4 bilhões de m³ e um
consumo de 722,1 bilhões de m³ (BP, 2013). Grande parte da parcela da produção de gás
americana foi graças ao gás não convencional, e este não engloba apenas o shale gas.
Atualmente outras fontes de gás estão inclusas no grupo das fontes não convencionais, tais
como: deep gas, deep water, tight gas, coalbed methane, zonas geopressurizadas, hidratos
de metano, além do próprio gás de folhelho.
16
O deep gas é o gás alocado em reservatórios profundos, situados além daqueles
reservatórios considerados convencionais. Geralmente são encontrados posteriores aos
4.500 metros de profundidade.
Os reservatórios deep water são formações marítimas encontradas em locais onde a
lâmina d'água são superiores a 400 metros. O Brasil é um país detentor de técnicas
avançadas de produção em águas profundas e ultraprofundas.
Tight gas é gás encontrado em formações de baixa permeabilidade que requer
técnicas específicas de estimulação para que sua produção se torne comercial, tais como
acidificação, fraturas, ou poços horizontais e multilaterais.
Shale gas é o gás presente em formações de xisto (folhelho) que é uma rocha
também de baixa permeabilidade, a qual geralmente é uma rocha geradora de petróleo e/ou
gás natural. Como no caso do tight gas, a produção comercial requer aplicação das técnicas
supracitadas. Entretanto, a aplicação destas técnicas aumenta o custo da produção e,
sendo assim, é dependente de incentivos econômicos para viabilizar a atuação das
empresas produtoras deste segmento. No cenário americano, a produção do shale gas
conta com a participação de diversas pequenas e médias empresas, já que alguns fatores,
como o fácil acesso à malha de gasodutos de escoamento, servem de incentivo para a
entrada das mesmas no cenário produtivo de gás não convencional.
O gás de carvão (coalbed methane) é o gás trapeado nas camadas de carvão.
Historicamente, o gás de carvão tem sido considerado um grande problema no processo de
lavra, uma vez que elevadas concentrações de metano em minas representam séria
ameaça à segurança dos trabalhadores. No passado, o metano acumulado em uma mina de
carvão era usualmente liberado para a atmosfera por meio de vents. Atualmente, no
entanto, o gás adsorvido nas camadas de carvão constitui uma fonte de gás não
convencional (Naturalgas.org, acesso em 22/07/2013).
O gás metano proveniente de hidratos tem sido objeto das mais recentes pesquisas
relacionadas com gás não convencional. Os hidratos são formados quando moléculas de
água se solidificam formando uma estrutura do tipo “gaiola” em torno de moléculas de
metano.
No Brasil o consumo de gás foi de 29,2 bilhões de m³, sendo a indústria detentora da
maior parcela deste volume. A produção efetiva brasileira, isto é, já descontando o gás
natural perdido pela queima, vazamentos e, principalmente, reinjeção, foi de 17,4 bilhões de
m³ segundo BP (2013). Grande parte do gás consumido no país é proveniente da Bolívia,
17
chegando ao Brasil por via de gasodutos que cortam as regiões Centro-oeste, Sudeste e
Sul.
O Brasil também tem um grande potencial para a produção do gás de folhelho e,
segundo levantamento da ANP, há ocorrência deste tipo de gás nas Bacias do São
Francisco, Paraná, Parnaíba, Perecis e Recôncavo (BNDES, 2013).
1.1. OBJETIVO
Este trabalho tem como objetivo apresentar o cenário da produção de gás de
folhelho nos Estados Unidos explicitando a maneira em que se deu o seu desenvolvimento
assim como estudar a atual conjuntura da produção, oferta e demanda de gás natural no
Brasil e a possibilidade de inclusão do shale gas na estrutura brasileira.
1.2. MOTIVAÇÃO
Diante do crescente interesse no gás natural como fonte energética no mundo e
também no Brasil, a presença de fontes não convencionais em território brasileiro traz
consigo perspectivas de desenvolvimento dos setores de geração de energia elétrica e
industriais para as regiões fora dos limites da costa brasileira, onde o mercado está mais
desenvolvido.
Entretanto, para isto, um plano de desenvolvimento deverá ser feito e deverá
contemplar tanto a questão da infraestrutura quanto a questão legislatória, tendo em vista
que a Lei do Gás de 2009 não define as diretrizes para o desenvolvimento do gás não
convencional.
1.3. METODOLOGIA
A metodologia utilizada para realização deste trabalho foi a Pesquisa exploratória,
que consiste na primeira aproximação com o tema, a fim de conhecer os fatos e fenômenos
relacionados ao tema estudado com a recuperação das informações disponíveis, através de
levantamentos bibliográficos.
18
1.4. ESTRUTURA DO TRABALHO
Para atingir o determinado objetivo, o presente trabalho está organizado em cinco
capítulos, os quais estão dispostos de forma a contextualizar todo o cenário do Shale Gas.
O capítulo um introduz o tema, assim como o objetivo e a motivação do trabalho,
caracterizando, brevemente, a importância do gás natural para os Estados Unidos e as
fontes atuais de gases ditos não convencionais.
No capítulo dois, é definido o conceito de gás natural como fonte energética e
matéria-prima, mostrando fatos desde sua origem até sua aplicação e dados de produção e
volume existente em cada país produtor e consumidor deste insumo.
Já no capítulo três são abordadas questões conceituais características da produção
de gás de folhelho, tais como a perfuração direcional e o fraturamento hidráulico, além das
definições de reservatórios de gás convencional e não convencional, de maneira que se
possa compreender a estrutura de produção do Shale Gas.
O capítulo quatro é uma parte de grande importância, pois é mostrada a evolução da
produção do gás de folhelho nos Estados Unidos e os motivos pelos quais se fez possível a
viabilidade econômica da produção deste gás não convencional. Questões fundamentais
como o apoio governamental, evolução da tecnologia, mercado consolidado, entre outros,
são abordados neste capítulo. Além disto, é apresentado o estado do cenário brasileiro de
oferta, demanda e infraestrutura e as perspectivas para a produção deste gás não
convencional no Brasil.
No capítulo cinco, são apresentadas as conclusões obtidas no desenvolvimento
deste trabalho e as sugestões para trabalhos futuros.
E, finalizando, são mostradas as referências bibliográficas utilizadas para o
desenvolvimento desta monografia.
2. GÁS NATURAL
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves encontrado na natureza que
pode estar associado ou não ao petróleo quando ainda presente no reservatório. Sua
composição é formada predominantemente por metano, mas também engloba componentes
tais como etano, propano, butano, pentano (em menores quantidades) nitrogênio e dióxido
de carbono e, à temperatura ambiente e pressão atmosférica, permanece em estado
gasoso.
Usualmente as referências sobre o gás natural caracterizam-no como um produto
homogêneo, no entanto isto só acontece após o processamento e adequação às
especificações da demanda, pois este é diferenciado dependendo da localização do
reservatório de origem. O energético precisa ser tratado nas Unidades de Processamento
de Gás Natural (UPGN), onde inicialmente retiram-se os compostos de carbono e hidrogênio
mais pesados, deixando-o apenas com metano e butano. Num segundo momento, o
combustível passa por outro tratamento que tem por finalidade retirar os elementos
indesejáveis ao consumo (nitrogênio e o dióxido de carbono). A figura 2.1 apresenta o
terminal de Cabiúnas (Macaé - RJ), maior capacidade de processamento com 14,9 milhões
de m³/dia.
Figura 2.1 - Terminal de Cabiúnas, Macaé - RJ Fonte: Flickr.com
1
1 Disponível em: http://www.flickr.com/photos/alexandrebrum/7680570068/
20
A composição do gás natural pode variar muito, dependendo de fatores relativos à
sua origem. O gás natural como uma subcategoria do petróleo, o qual tem origem de
material orgânico de plantas e animais acumulados no assoalho de um lago ou oceano junto
com sedimentos que formarão rochas sedimentares (Guo - Natural Gas Engineering
Handbook). Fatores que contribuem com a transformação deste material orgânico para
petróleo e gás natural são a ação de bactérias, pressão de compactação dos sedimentos,
calor e presença de catalisadores.
De uma maneira geral, o gás natural apresenta, em sua composição, concentração
de metano superiores a 70, densidade menor que 1 e poder calorífico superior entre 8.000 e
10.000 kcal/m³, dependendo dos teores de componentes mais pesados (etano e propano
principalmente) e inertes (nitrogênio e gás carbônico). No Brasil a especificação do gás
natural para comercialização e transporte está estabelecida pela Resolução Nº 16 de 17 de
junho de 2008 da ANP.
2.1. ORIGEM DO GÁS NATURAL
O gás é encontrado no subsolo em rochas porosas (reservatórios), isoladas do
exterior por rochas impermeáveis, também chamadas rochas selantes. Sua formação é
resultado da degradação da matéria orgânica de forma anaeróbica oriunda de micro-
organismos que se acumulavam nas águas litorâneas dos mares em eras pré-históricas.
Esta matéria orgânica foi soterrada a grandes profundidades e, assim, sua degradação
ocorreu fora do contato com o ar, sob elevadas pressões e temperaturas (Thomas, 2001).
A matéria orgânica fóssil, também chamada de querogênio, pode ser de dois tipos:
querogênio seco, quando oriundo de matéria vegetal e querogênio gorduroso, quando
proveniente de algas e matéria animal.
No processo natural de formação do planeta ao longo dos milhões de anos a
transformação da matéria orgânica vegetal, celulose e lignina, produziu o querogênio seco
que, ao alcançar maiores profundidades na crosta terrestre, sofreu um processo gradual de
cozimento, transformando-se em linhito, carvão negro, antracito, xisto carbonífero e metano,
dando origem às gigantescas reservas de carvão do planeta.
A transformação da matéria orgânica animal ou querogêneo gorduroso não sofreu o
processo de cozimento e deu origem ao petróleo. Nos últimos estágios de degradação do
querogêneo gorduroso, o petróleo apresenta-se como condensado volátil associado a
21
hidrocarbonetos gasosos com predominância do metano. Por esta razão é muito comum
encontrar-se reservas de petróleo e gás natural associado (Gasnet.com.br).
Além de hidrocarbonetos, outros componentes fazem parte da composição do gás
natural bruto, tais como o Dióxido de Carbono (CO2), o Nitrogênio (N2), Hidrogênio Sulfurado
(H2S), Água (H2O), Ácido Clorídrico (HCl), Metanol e impurezas mecânicas. A presença e
proporção destes elementos dependem fundamentalmente da localização do reservatório,
se em terra ou no mar, sua condição de associado ou não, do tipo de matéria orgânica ou
mistura do qual se originou, da geologia do solo e do tipo de rocha onde se encontra o
reservatório, etc. A tabela 2.1 exemplifica a diversidade e a variabilidade da composição do
gás natural bruto produzido em alguns países.
Tabela 2.1 - Composição do Gás Natural Bruto em alguns países
Origem Composição em % Volume
Densidade
Poder Calorífico Superior
(MJ / Nm²) País / Campo
Metano CH4
Etano C2H6
Propano C3H8
C4+ CO2 N2
USA / Panh. 81,8 5,6 3,4 2,2 0,1 6,9 - 42,7
USA / Ashlaw 75,0 24,0 - - - 1,0 - 46,7
Canadá 88,5 4,3 1,8 1,8 0,6 2,6 - 43,4
Rússia 97,8 0,5 0,2 0,1 0,1 1,3 - 39,6
Austrália 76,0 4,0 1,0 1,0 16,0 2,0 - 35
França 69,2 3,3 1,0 1,1 9,6 0,6 - 36,8
Alemanha 74,0 0,6 - - 17,8 7,5 - 29,9
Holanda 81,2 2,9 0,4 0,2 0,9 14,4 0,640 31,4
Pérsia 66,0 14,0 10,5 7,0 1,5 1,0 0,870 52,3
Mar do Norte 94,7 3,0 0,5 0,4 0,1 1,3 0,590 38,6
Argélia 76,0 8,0 3,3 4,4 1,9 6,4 - 46,2
Venezuela 78,1 9,9 5,5 4,9 0,4 1,2 0,702 47,7
Argentina 95,0 4,0 - - - 1,0 0,578 40,7
Bolívia 90,8 6,1 1,2 0,0 0,5 1,5 0,607 38,8
Chile 90,0 6,6 2,1 0,8 - - 0,640 45,2
Brasil
Rio de Janeiro 89,44 6,70 2,26 0,46 0,34 0,80 0,62 40,22
Bahia 88,56 9,17 0,42 - 0,65 1,20 0,62 39,25
Alagoas 76,90 10,10 5,80 1,67 1,15 2,02 - 47,70
Rio Grande do
Norte 83,48 11,00 0,41 - 1,95 3,16 0,64 38,54
Espírito Santo 84,80 8,90 3,00 0,90 0,30 1,58 0,66 45,40
Ceará 76,05 8,00 7,00 4,30 1,08 1,53 - 52,40
Fonte: Gasnet.com.br
22
Como citado anteriormente, o gás natural pode ser associado ou não associado.
Segundo VALIENTE (2006), Gás Natural é considerado não associado quando, in situ, isto
é, ainda presente no reservatório, o mesmo está livre ou associado a quantidades
insignificantes de óleo, situação que justifica produzir somente gás natural. O gás não
associado é o mais interessante do ponto de vista econômico, devido ao grande acúmulo de
propano e de hidrocarbonetos mais pesados. As maiores ocorrências de gás na natureza
são na forma não associada.
Já o Gás Natural associado, quando in situ, está dissolvido no petróleo, ou sob forma
de capa de gás, sendo sua produção determinada em função da produção do petróleo, pois,
neste caso, normalmente privilegia-se a produção inicial do óleo, utilizando-se o gás para
manter a pressão do reservatório, necessário para que haja fluxo de óleo do reservatório
para a superfície. A figura 2.2 apresenta o esquema de reservatório de gás associado e não
associado.
Figura 2.2 - Esquema de Reservatórios de Gás Associado e Não Associado Fonte: Modificado de Portalsaofrancisco.com.br
2
2.2. APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL
O gás é importante, como fonte energética, para prover eletricidade e calor, além de
ser utilizado como combustível em automóveis, como matéria-prima na indústria química
(plásticos, tintas, fibras sintéticas e borracha) e de fertilizantes (ureia, amônia e seus
derivados), e na redução do minério de ferro na indústria siderúrgica. Na matriz energética
mundial, o gás natural está atrás apenas do petróleo e do carvão.
2 Disponível em: http://www.portalsaofrancisco.com.br/alfa/gas-natural/gas-natural-3.php
23
Este combustível fóssil é importantemente utilizado na geração de eletricidade, em
usinas termoelétricas, em unidades industriais, instalações comerciais e de serviços, e em
regime de cogeração (produção combinada de vapor e eletricidade).
A utilização do gás natural acontece através de sua queima, onde a energia gerada
pela sua combustão pode ser aproveitada de maneira direta (quando os gases de
combustão são utilizados como fluido de transferência de calor) ou na forma indireta
(geração de vapor d'água), determinada em função da qualidade do calor demandado pelo
consumidor final, isto é, quando se deseja um maior controle na transferência de calor em
um processo através do controle de vazão do vapor d'água.
Nos segmentos industriais (siderurgia, cerâmica, vidro, cimento, entre outros), existe
a necessidade de uma demanda por maior qualidade de calor (há requerimento por
quantidades médias de temperatura, entre 100 e 300ºC; elevadas entre 300 e 700ºC e muito
elevadas acima de 700ºC) necessárias para as operações dos fornos industriais. No setor
comercial, a demanda requer calor inferior, opera-se com temperaturas entre 60 e 80ºC,
cuja finalidade é aquecimento de água.
A utilização do gás natural como insumo energético apresenta algumas vantagens
ambientais se comparada com outras fontes fósseis (carvão mineral e derivados de
petróleo) de energia. Entre eles pode-se citar (MMA - Ministério do Meio Ambiente):
i. Baixa presença de contaminantes;
ii. Combustão mais limpa, que melhora a qualidade do ar, pois substitui formas
de energias poluidoras como carvão, lenha e óleo combustível, contribuindo
também para a redução do desmatamento;
iii. Menor contribuição de emissões de CO2 por unidade de energia gerada
(cerca de 20 a 23% menos do que o óleo combustível e 40 a 50% menos que
os combustíveis sólidos como o carvão);
iv. Pequena exigência de tratamento dos gases de combustão;
v. Maior facilidade de transporte e manuseio, o que contribui para a redução do
tráfego de caminhões que transportam outros tipos de combustíveis;
vi. Não requer estocagem, eliminando os riscos do armazenamento de
combustíveis;
vii. Maior segurança; por ser mais leve do que o ar, o gás se dissipa rapidamente
pela atmosfera em caso de vazamento;
viii. Contribuição para a diminuição da poluição urbana quando usado em
veículos automotivos, uma vez que reduz a emissão de óxido de enxofre, de
fuligem e de materiais particulados, todos presentes no óleo diesel.
24
2.3. O GÁS NATURAL NO MUNDO
Sob o ponto de vista da história, o gás natural já fazia parte do conhecimento da
humanidade desde a Antiguidade (período que se estende de a invenção da escrita - 4000 a
3500 A.C. - até a queda do Império Romano - 476 D.C.). Nos locais de onde o gás natural
aflorava naturalmente, eram construídos templos pelos povos da antiguidade, como Persas,
Babilônicos e Gregos, onde mantinham aceso o "fogo eterno" (Associação Portuguesa de
Empresas de Gás Natural, AGN).
Um dos primeiros registros históricos de uso econômico de gás aparece na China,
nos séculos XVIII e XIX, onde os chineses utilizavam locais de escape de gás para
construção de alto fornos destinados à metalurgia e cerâmica de forma rudimentar.
O gás natural passou a ser utilizado em maior escala na Europa no final do século
XIX, a partir da invenção do queimador Bunsen em 1885, que misturava ar com gás natural,
e com a construção de um gasoduto à prova de vazamentos, em 1890. Entretanto, as
técnicas de construção de gasodutos ainda eram muito novas, e sendo assim, não havia
transporte de grandes volumes a longas distâncias, consequentemente, era pequena a
participação do gás em relação ao óleo e ao carvão.
Entre 1927 e 1931, já existiam mais de 10 linhas de transmissão de porte nos
Estados Unidos, mas sem alcance interestadual. No final de 1930 os avanços da tecnologia
já viabilizavam o transporte do gás para longos percursos. A primeira edição da norma
americana para sistemas de transporte e distribuição de gás (ANSI/ASME B31.8) data de
1935.
Informações do portal maisgasbrasil.com.br mostram que, no mundo, desde a
década de 1970, a participação do gás natural na matriz energética mundial vem aumentado
significativamente, pois, em 1971, ele já era responsável por 19% da energia consumida no
mundo, tendo passado para 24% em 2011, quando o consumo energético mundial atingiu
seu maior crescimento desde 1984, com 7,4% de acordo com os dados fornecidos pelo BP
Statistical Review of World Energy 2013. A BP (British Petroleum) é uma empresa
multinacional atuante no setor de energia, principalmente óleo e gás.
Além do aumento do consumo, o avanço das importações do energético,
principalmente pelos países da Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento
Econômico (OECD em inglês), implica no crescimento da importância geopolítica que o gás
natural está tendo no cenário internacional. Esta informação pode ser melhor compreendia a
partir do gráfico 2.1.
25
Gráfico 2.1 - Evolução da Matriz Energética Mundial Fonte: Maisgasbrasil.com.br
A OECD é uma organização internacional de 34 países que aceitam os princípios da
democracia representativa e da economia de livre mercado, que procura fornecer uma
plataforma para comparar políticas econômicas, solucionar problemas comuns e coordenar
políticas domésticas e internacionais (OECD.org, acesso em 11/05/2013). Fazem parte
deste grupo países como Áustria, França, Itália, Reino Unido, entre outros.
2.3.1. RESERVAS MUNDIAIS DE GÁS NATURAL
Segundo ANP (2000), entende-se por Reservas, os recursos descobertos de óleo e
gás natural comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data de referência. A
estimativa destes valores acresce um grau de incerteza quanto às informações de
geociência, engenharia e de natureza econômica. Sendo assim, elas são classificadas
como:
i. Reservas Provadas: são aquelas que, baseadas na análise de dados
geológicos e de engenharia, se estimam recuperar comercialmente com alto grau de
certeza;
ii. Reservas Prováveis: são aquelas em que a análise dos dados geológicos e
de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação, quando comparada com
a estimativa de reserva provada;
26
iii. Reservas Possíveis: são aquelas cuja análise de dados geológicos e de
engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação, quando comparada com a
estimativa de reservas prováveis;
iv. Reservas Totais: representa o somatório de reservas provadas, prováveis e
possíveis.
De acordo com o BP Statistical Review of World Energy 2013, as reservas mundiais
provadas de gás natural atingiram o valor de 187,8 trilhões de m³ ao final de 2011, um
aumento de 5,92% em relação ao ano anterior. Entretanto, este valor praticamente se
manteve estável em 2012, porém com pequena queda de 0,3%. Os países que concentram
a maior quantidade do volume total de gás no mundo são a Rússia, com 32,9%, e o Irã com
33,6% das reservais mundiais. A tabela 2.2 mostra as informações da parcela que cada país
tem do total das reservas mundiais.
Tabela 2.2 - Reservas Mundiais Provadas de Gás Natural.
1992 2002 2011 2012
Parcela R/P (Trilhões de m³)
(Trilhões de m³)
(Trilhões de m³)
(Trilhões de ft³)
(Trilhões de m³)
US 4,7 5,3 8,8 300,0 8,5 4,5% 12,5 Canadá 2,7 1,7 2,0 70,0 2,0 1,1% 12,7 México 2,0 0,4 0,4 12,7 0,4 0,2% 6,2 Total North America 9,3 7,4 11,2 382,7 10,8 5,8% 12,1
Argentina 0,5 0,7 0,3 11,3 0,3 0,2% 8,5 Bolívia 0,1 0,8 0,3 11,2 0,3 0,2% 17,0 Brasil 0,1 0,2 0,5 16,0 0,5 0,2% 26,0 Colômbia 0,2 0,1 0,2 5,5 0,2 0,1% 12,9 Peru 0,3 0,2 0,4 12,7 0,4 0,2% 27,9 Trinidad & Tobago 0,2 0,6 0,4 13,3 0,4 0,2% 8,9 Venezuela 3,7 4,2 5,5 196,4 5,6 3,0% * Outros 0,2 0,1 0,1 2,0 0,1 w 15,5 Total S. & Cent. America 5,4 7,0 7,5 268,3 7,6 4,1% 42,8
Azerbaijão n/a 0,9 0,9 31,5 0,9 0,5% 57,1 Dinamarca 0,1 0,1 0,0 1,3 0,0 w 5,9 Alemanha 0,2 0,2 0,1 2,0 0,1 w 6,1 Itália 0,3 0,2 0,1 1,9 0,1 w 7,0 Cazaquistão n/a 1,3 1,3 45,7 1,3 0,7% 65,6 Holanda 1,7 1,4 1,0 36,7 1,0 0,6% 16,3 Noruega 1,4 2,1 2,1 73,8 2,1 1,1% 18,2 Polônia 0,2 0,1 0,1 4,2 0,1 0,1% 28,3 Romênia 0,5 0,3 0,1 3,6 0,1 0,1% 9,3 Rússia n/a 29,8 32,9 1162,5 32,9 17,6% 55,6 Turcomenistão n/a 2,3 17,5 618,1 17,5 9,3% * Ucrânia n/a 0,7 0,7 22,7 0,6 0,3% 34,6
Continua
27
Continuação
1992 2002 2011 2012
Parcela R/P (Trilhões de m³)
(Trilhões de m³)
(Trilhões de m³)
(Trilhões de ft³)
(Trilhões de m³)
Reino Unido 0,6 1,0 0,2 8,7 0,2 0,1% 6,0 Uzbequistão n/a 1,2 1,1 39,7 1,1 0,6% 19,7 Outros 34,7 0,4 0,3 10,1 0,3 0,2% 29,2 Total Europa & Eurásia 39,6 42,1 58,4 2062,5 58,4 31,2% 56,4
Bahrain 0,2 0,1 0,2 7,0 0,2 0,1% 14,0 Irã 20,7 26,7 33,6 1187,3 33,6 18,0% * Iraque 3,1 3,2 3,6 126,7 3,6 1,9% * Kuwait 1,5 1,6 1,8 63,0 1,8 1,0% * Omã 0,2 0,9 0,9 33,5 0,9 0,5% 32,8 Qatar 6,7 25,8 25,0 885,1 25,1 13,4% * Arábia Saudita 5,2 6,6 8,2 290,8 8,2 4,4% 80,1 Síria 0,2 0,3 0,3 10,1 0,3 0,2% 37,5 Emirados Árabes 5,8 6,1 6,1 215,1 6,1 3,3% * Yemen 0,4 0,5 0,5 16,9 0,5 0,3% 63,1 Outros 0,0 0,1 0,2 7,3 0,2 0,1% 78,0 Total Oriente Médio 44,0 71,8 80,4 2842,9 80,5 43,0% *
Argélia 3,7 4,5 4,5 159,1 4,5 2,4% 55,3 Egito 0,4 1,7 2,2 72,0 2,0 1,1% 33,5 Líbia 1,3 1,5 1,5 54,6 1,5 0,8% * Nigéria 3,7 5,0 5,2 182,0 5,2 2,8% * Outros 0,8 1,1 1,3 44,3 1,3 0,7% 68,1 Total África 9,9 13,8 14,7 512,0 14,5 7,7% 67,1
Austrália 1,0 2,5 3,8 132,8 3,8 2,0% 76,6 Bangladesh 0,3 0,3 0,3 6,5 0,2 0,1% 8,4 Brunei 0,4 0,3 0,3 10,2 0,3 0,2% 22,9 China 1,4 1,3 3,1 109,3 3,1 1,7% 28,9 Índia 0,7 0,8 1,3 47,0 1,3 0,7% 33,1 Indonésia 1,8 2,6 3,0 103,3 2,9 1,6% 41,2 Malásia 1,7 2,5 1,2 46,8 1,3 0,7% 20,3 Mianmar 0,3 0,4 0,2 7,8 0,2 0,1% 17,4 Paquistão 0,6 0,8 0,7 22,7 0,6 0,3% 15,5 Papua Nova Guiné 0,4 0,4 0,4 15,6 0,4 0,2% * Tailândia 0,2 0,4 0,3 10,1 0,3 0,2% 6,9 Vietnam 0,1 0,2 0,6 21,8 0,6 0,3% 65,6 Outros 0,3 0,4 0,3 11,8 0,3 0,2% 18,6 Total Ásia Pacifico 9,4 13,0 15,5 545,6 15,5 8,2% 31,5
Total Mundo 117,6 154,9 187,8 6614,1 187,3 100,0% 55,7
Fonte: BP (2013).
A Rússia, em conjunto com o Turcomenistão, são responsáveis por elevar a
quantidade de gás da região da Europa e Eurásia a 31,2%, enquanto o Irã e o Qatar
direcionam o volume da região do Oriente Médio ao valor de 43% do gás natural do mundo.
O gráfico 2.2 mostra a distribuição das reservas provadas na regiões do mundo ao longo
das ultimas décadas.
28
Gráfico 2.2 - Distribuição das Reservais Provadas de Gás Natural em 1992, 2002 e 2012
Fonte: BP (2013).
2.3.2. PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO MUNDO
Em 2011 a produção mundial de gás foi de 3364,9 bilhões de m³, um crescimento de
1,9% em relação a 2011. Os Estados Unidos registraram o maior volume produzido, 681,4
bilhões de m³, com aumento de 4,7% ao ano anterior, seguido da Rússia que produziu 592,3
bilhões de m³, decrescendo 2,7% em relação a 2011. O crescimento do gás produzido
também foi bem expressivo, em função do volume, em países como o Qatar (7,8%) e Arábia
Saudita (11,1%), o que compensou os declínios da Índia (-13,1%) e do Reino Unido (-
14,1%). A União Europeia foi o grupo que registrou queda de 11,4% na produção de gás
natural, devido à combinação de fatores como campos maduros, manutenção e o consumo
regional fraco (BP Statistical Review of World Energy 2013). A tabela 2.3 traz a informação
completa da produção, em bilhões de m³, por país e região produtora, excluindo queima,
perda e reinjeção.
Tabela 2.3 - Produção Líquida Mundial de Gás Natural.
2011 over 2012 /
2011 Parcial 2012
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012
Estados Unidos 570,8 584 603,6 648,5 681,4 4,70% 20,40%
Canadá 176,6 164 159,9 159,7 156,5 -2,30% 4,60%
México 53,4 59,4 57,6 58,3 58,5 0,10% 1,70%
Continua
29
Continuação
2011 over
2012 / 2011
Parcial 2012
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012
Total América do Norte 800,8 807,4 821,1 866,5 896,4 3,10% 26,80%
Argentina 44,1 41,4 40,1 38,8 37,7 -3,00% 1,10%
Bolívia 14,3 12,3 14,2 16,5 18,7 13,40% 0,60%
Brasil 14 11,7 14,4 16,7 17,4 3,70% 0,50%
Colômbia 9,1 10,5 11,3 11 12 9,00% 0,40%
Peru 3,4 3,5 7,2 11,3 12,9 13,70% 0,40%
Trinidad & Tobago 42 43,6 44,8 42,9 42,2 -1,80% 1,30%
Venezuela 30 28,7 31 31,3 32,8 4,70% 1,00%
Outros 3,7 4,2 3,6 3,1 3,6 14,40% 0,10%
Total América do Sul & Central
160,4 155,9 166,6 171,5 177,3 3,10% 5,30%
Azerbaijão 14,8 14,8 15,1 14,8 15,6 5,10% 0,50%
Dinamarca 10,1 8,4 8,2 7,1 6,4 -9,40% 0,20%
Alemanha 13 12,2 10,6 10 9 -9,80% 0,30%
Itália 8,5 7,3 7,6 7,7 7,8 1,70% 0,20%
Cazaquistão 18,7 17,8 17,6 19,3 19,7 2,00% 0,60%
Holanda 66,6 62,7 70,5 64,2 63,9 -0,80% 1,90%
Noruega 99,3 104,8 107,7 101,7 114,9 12,60% 3,40%
Polônia 4,1 4,1 4,1 4,3 4,2 -1,10% 0,10%
Romênia 11,4 11,3 10,9 10,9 10,9 * 0,30%
Rússia 601,7 527,7 588,9 607 592,3 -2,70% 17,60%
Turcomenistão 66,1 36,4 42,4 59,5 64,4 7,80% 1,90%
Ucrânia 19 19,2 18,1 18,6 18,6 -0,80% 0,60%
Reino Unido 73,5 62,4 59,7 47,6 41 -14,10% 1,20%
Uzbequistão 62,2 60 59,6 57 56,9 -0,40% 1,70%
Outros 10,3 9,7 10,2 10,2 9,8 -4,30% 0,30%
Total Europa & Eurásia 1079,3 958,8 1031,2 1039,9 1035,4 -0,70% 30,70%
Bahrein 12,7 12,8 13,1 13,3 14,2 6,90% 0,40%
Irã 116,3 131,2 146,2 151,8 160,5 5,40% 4,80%
Iraque 1,9 1,2 1,3 0,9 0,8 -9,30% *
Kuwait 12,8 11,5 11,7 13,5 14,5 7,20% 0,40%
Omã 24,1 24,8 27,1 26,5 29 8,90% 0,90%
Qatar 77 89,3 116,7 145,3 157 7,80% 4,70%
Arábia Saudita 80,4 78,5 87,7 92,3 102,8 11,10% 3,00%
Emirados Árabes 50,2 48,8 51,3 52,3 51,7 -1,50% 1,50%
Síria 5,3 5,6 8 8,7 7,6 -13,40% 0,20%
Yemen - 0,8 6,2 9,6 7,6 -21,30% 0,20%
Argélia 85,8 79,6 80,4 82,7 81,5 -1,70% 2,40%
Egito 59 62,7 61,3 61,4 60,9 -1,20% 1,80%
Continua
30
Continuação
2011 over
2012 / 2011
Parcial 2012
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012
Outros 3,6 3 3,4 4,4 2,7 -40,10% 0,10%
Total Oriente Médio 384,2 407,3 472,7 518,7 548,4 5,40% 16,30%
Líbia 15,9 15,9 16,8 7,9 12,2 54,80% 0,40%
Nigéria 35,7 26 37,3 40,6 43,2 6,20% 1,30%
Outros 15,8 16,3 18,4 18,6 18,4 -1,00% 0,50%
Total África 212,2 200,4 214,3 211,2 216,2 2,10% 6,40%
Austrália 38,3 42,3 45,6 45 49 8,80% 1,50%
Bangladesh 17 18,5 19,9 20,1 21,8 8,20% 0,60%
Brunei 12,2 11,4 12,3 12,8 12,6 -2,10% 0,40%
China 80,3 85,3 94,8 102,7 107,2 4,10% 3,20%
Índia 30,5 39,2 50,8 46,1 40,2 -
13,10% 1,20%
Indonésia 69,7 71,9 82 75,9 71,1 -6,60% 2,10%
Malásia 64,7 63,4 65,2 65,3 65,2 -0,30% 1,90%
Mianmar 12,4 11,6 12,4 12,8 12,7 -0,60% 0,40%
Paquistão 37,5 38,4 39,6 39,2 41,5 5,60% 1,20%
Tailândia 28,8 30,9 36,3 37 41,4 11,50% 1,20%
Vietnam 7,5 8 9,4 8,5 9,4 10,60% 0,30%
Outros 18,3 18,6 18,1 18,4 18,1 -1,90% 0,50%
Total Ásia Pacifico 417,1 439,6 486,5 483,6 490,2 1,10% 14,50%
Total Mundo 3054 2969,3 3192,3 3291,3 3363,9 1,90% 100,00%
Fonte: BP (2013).
O consumo de gás natural no mundo obteve um aumento, de 2011 para 2012, de
2,2%, tendo então atingido o valor aproximado de 3,314 trilhões de m³ segundo o relatório
da BP. Dentro dos países que mais consumiram o gás como fonte de energia estão os
Estados Unidos (722,1), a Rússia (416,2), o Irã (156,13) e a China (143,8), salientando que
os respectivos valores são dados em bilhões de m³. A tabela 2.4 mostra o consumo por país
e região.
As reservas provadas e os níveis de produção podem ser avaliados pela taxa R/P
(Reserva/Produção), taxa cuja função é indicar o tempo de duração das reservas, caso se
mantenha a atual produção e não sejam incorporadas novas descobertas. Um grande
crescimento nas reservas do Turcomenistão elevou a taxa R/P da Europa e Eurásia para
56,4 anos. Os países da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo)
31
possuem as maiores reservas de gás e registram um valor de R/P por volta 150 anos, o qual
é ilustrado pelo gráfico 2.3.
Tabela 2.4 - Consumo Mundial de Gás Natural por País
2012/ Parcial
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012 2011 2012
US 659,1 648,7 682,1 690,5 722,1 4,10% 21,90%
Canadá 96,1 94,9 95 100,9 100,7 -0,40% 3,00%
México 66,3 72,4 72,5 76,6 83,7 8,90% 2,50%
Total North America 821,5 816,1 849,6 868 906,5 4,00% 27,50%
Argentina 44,4 43,2 43,3 45,7 47,3 3,30% 1,40%
Brasil 24,9 20,1 26,8 26,7 29,2 8,90% 0,90%
Chile 2,7 3,1 5,3 5,4 6 11,70% 0,20%
Colômbia 7,6 8,7 9,1 8,8 9,8 10,90% 0,30%
Equador 0,4 0,5 0,6 0,5 0,7 30,80% ♦
Peru 3,4 3,5 5,4 6,1 7,5 21,70% 0,20%
Trinidad & Tobago 21,3 22,2 23,2 23,1 21,7 -6,20% 0,70%
Venezuela 31,5 30,5 33,2 33,4 34,9 4,40% 1,10%
Outros 4,7 5 5,4 6,7 7,9 18,40% 0,20%
Total América do Sul & Central
140,9 136,8 152,2 156,4 165,1 5,30% 5,00%
Áustria 9,5 9,3 10,1 9,5 9 -4,80% 0,30%
Azerbaijão 9,2 7,8 7,4 8,1 8,5 3,70% 0,30%
Belarus 19,2 16,1 19,7 18,3 18,6 1,10% 0,60%
Bélgica 16,5 16,8 18,8 16,6 16,9 1,70% 0,50%
Bulgária 3,2 2,3 2,6 2,9 2,7 -7,10% 0,10%
Republica Tcheca 8,7 8,2 9,3 8,4 8,2 -2,90% 0,20%
Dinamarca 4,6 4,4 5 4,2 3,9 -6,90% 0,10%
Finlândia 4 3,6 3,9 3,4 3,1 -10,90% 0,10%
França 44,3 42,6 47,4 40,9 42,5 3,70% 1,30%
Alemanha 81,2 78 83,3 74,5 75,2 0,70% 2,30%
Grécia 4 3,4 3,7 4,5 4,2 -7,90% 0,10%
Hungria 11,7 10,2 10,9 10,4 9,7 -6,50% 0,30%
Irlanda 5 4,8 5,2 4,6 4,5 -3,20% 0,10%
Itália 77,8 71,5 76,1 71,3 68,7 -4,00% 2,10%
Cazaquistão 8,1 7,8 8,2 9,2 9,5 2,60% 0,30%
Lituânia 3,2 2,7 3,1 3,4 3,3 -2,60% 0,10%
Holanda 38,6 38,9 43,6 38,1 36,4 -4,50% 1,10%
Noruega 4,3 4,1 4,1 4,3 4,3 -1,00% 0,10%
Polônia 14,9 14,4 15,5 15,7 16,6 5,10% 0,50%
Continua
32
Continuação
2012/ Parcial
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012 2011 2012
Portugal 4,7 4,7 5,1 5,2 4,7 -9,80% 0,10%
Romênia 15,9 13,3 13,6 13,9 13,5 -3,50% 0,40%
Rússia 416 389,6 414,1 424,6 416,2 -2,20% 12,50%
Eslováquia 5,7 4,9 5,6 5,2 6 15,80% 0,20%
Espanha 38,6 34,6 34,6 32,2 31,4 -2,80% 0,90%
Suécia 0,9 1,1 1,6 1,3 1,1 -12,80% ♦
Suíça 3,1 3 3,3 3 3,2 7,60% 0,10%
Turquia 37,5 35,7 39 45,7 46,3 0,90% 1,40%
Turcomenistão 20,5 19,9 22,6 25 23,3 -7,10% 0,70%
Ucrânia 60 47 52,1 53,7 49,6 -7,80% 1,50%
Reino Unido 99,3 91,2 99,2 82,8 78,3 -5,70% 2,40%
Uzbequistão 48,7 43,5 45,5 49,1 47,9 -2,80% 1,40%
Outros 17 14 15,1 15,7 16,1 1,90% 0,50%
Total Europa & Eurásia 1136,3 1049,5 1129,6 1105,8 1083,3 -2,30% 32,60%
Irã 119,3 131,4 144,6 153,5 156,1 1,40% 4,70%
Israel 4,1 4,5 5,3 5 2,6 -48,10% 0,10%
Kuwait 12,8 12,4 14,5 17 17,2 0,90% 0,50%
Qatar 19,3 20 19,9 21,9 26,2 18,90% 0,80%
Arábia Saudita 80,4 78,5 87,7 92,3 102,8 11,10% 3,10%
Emirados Árabes 59,5 59,1 60,8 62,5 62,9 0,40% 1,90%
Outros 36,5 38,9 44 42,6 44 3,10% 1,30%
Total Oriente Médio 331,9 344,6 376,8 394,7 411,8 4,00% 12,40%
Argélia 25,4 27,2 26,3 27,8 30,9 10,80% 0,90%
Egito 40,8 42,5 45,1 49,6 52,6 5,70% 1,60%
África do Sul 3,7 3,4 3,9 3,9 3,8 -4,60% 0,10%
Outros 30,9 26,9 32,4 32,6 35,5 8,80% 1,10%
Total África 100,8 100,1 107,8 114 122,8 7,50% 3,70%
Austrália 25,5 25,2 25,7 25,6 25,4 -0,90% 0,80%
Bangladesh 17 18,5 19,9 20,1 21,8 8,20% 0,70%
China 81,3 89,5 106,9 130,5 143,8 9,90% 4,30%
China Hong Kong SAR 3,2 3,1 3,8 3,1 2,8 -8,20% 0,10%
Índia 41,3 51 61,9 61,1 54,6 -11,00% 1,60%
Indonésia 33,3 37,4 40,3 37,3 35,8 -4,20% 1,10%
Japão 93,7 87,4 94,5 105,5 116,7 10,30% 3,50%
Malásia 33,8 33 34,5 32 33,3 3,90% 1,00%
Nova Zelândia 3,8 4 4,3 3,9 4,2 8,80% 0,10%
Paquistão 37,5 38,4 39,6 39,2 41,5 5,60% 1,20%
Filipinas 3,4 3,5 3,3 3,6 3,4 -4,30% 0,10%
Singapura 8,2 8,1 8,4 8,8 8,3 -5,50% 0,30%
Continua
33
Continuação
2012/ Parcial
Bilhões de m³ 2008 2009 2010 2011 2012 2011 2012
Coreia do Sul 35,7 33,9 43 46,3 50 7,80% 1,50%
Taiwan 11,6 11,3 14,1 15,5 16,3 4,70% 0,50%
Tailândia 37,4 39,2 45,1 46,6 51,2 9,60% 1,50%
Vietnam 7,5 8 9,4 8,5 9,4 10,60% 0,30%
Outros 5,7 5,2 5,7 6,2 6,3 1,10% 0,20%
Total Ásia Pacifico 480 496,7 560,4 593,6 625 5,00% 18,80%
Total World 3011,5 2943,9 3176,3 3232,4 3314,4 2,20% 100,00%
Fonte: BP (2013).
Gráfico 2.3 - Taxa R/P por Região em 2012
Fonte: BP (2013).
2.4. O GÁS NATURAL NO BRASIL
A cultura de utilização do gás natural no Brasil tardou devido à descoberta
relativamente recente de grandes volumes do energético em território nacional. Vale
34
salientar que grande parte das reservas brasileiras de gás natural está presente de forma
associada ao petróleo em campos offshore.
De forma modesta, o uso do gás no país teve início por volta da década de 1940,
com as descobertas de óleo e gás na Bahia, atendendo as indústrias localizadas no
Recôncavo Baiano. Após alguns anos, a produção das bacias do Recôncavo, Sergipe e
Alagoas eram destinadas, em quase sua totalidade, para a fabricação de insumos industriais
e combustíveis para refinarias e para o polo petroquímico de Camaçari.
A hegemonia baiana durou até o final da década de 70, quando foram descobertas
as reservas de petróleo e gás natural da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. Em 1985,
com os esforços tecnológicos de produção em profundidades elevadas, tendo em vista que
a produção offshore no Nordeste só acontecia em águas rasas, a produção na Bacia de
Campos deslanchou, favorecendo o uso potencial do gás devido a sua posição geográfica
vantajosa próxima aos grandes centros produtivos (ANP 2001).
O aumento da produção sustentou a oferta interna de gás e assegurou a introdução
desta nova fonte de energia na matriz energética nacional, ainda que em modestas
proporções. Em meados de 1990, a exploração do gás natural passou a ser realizada no
litoral de São Paulo e na Amazônia, este último tendo formações basicamente formadas de
gás natural não associado em volumes significativos, adicionados à costa do Ceará e ao sul
do Espírito Santo.
Com a exploração de um expressivo volume de gás natural na Bacia de Campos,
viabilizou-se a distribuição também do combustível para os grandes centros urbanos. A
primeira empresa a disponibilizar o gás para uso comercial e residencial foi a CEG no
Estado do Rio de Janeiro em 1983. Em 1988, iniciou-se a distribuição deste energético em
São Paulo, através da COMGÁS, que era alimentada pelo gasoduto RJ/SP, que
posteriormente foi conectada a Bacia de Santos, e atualmente também está interligada ao
Gasoduto Brasil-Bolívia (GASBOL).
O GASBOL entrou no cenário brasileiro em 1999 com 3150 quilômetros de extensão,
sendo finalizado em sua totalidade em 2010 com capacidade máxima para transportar 30
milhões de m³ de gás natural por dia, o que equivale à metade do consumo brasileiro nos
dias de hoje, havendo assim um aumento expressivo na oferta do energético. Um aumento
mais evidente aconteceu devido aos apagões de 2001 e 2002, o que forçou o governo a
reduzir a participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira, e aumentar a
participação das termelétricas a gás natural. Nos primeiros anos de operação, houve uma
explosão no consumo fazendo com que a participação do gás superasse os 10% na matriz
35
energética nacional. Segundo o relatório do Balanço Energético Nacional (BEN), do
Ministério de Minas e Energia brasileiro, atualmente o gás natural é responsável por 7,2%
do balanço energético do Brasil, apresentando este valor também ao final do ano de 2010,
que é ilustrado pelos gráficos 2.4 e 2.5. O crescimento médio de 2002 a 2012 foi de 1,02%,
como pode ser visto na tabela 2.5.
Tabela 2.5 - Consumo de Gás Natural no Brasil na Última década.
FONTE
Consumo % 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
GÁS NATURAL 5,6 6,0 6,4 6,8 7,1 7,2 7,3 6,9 7,0 7,2 7,2
CRESCIMENTO 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 0,9 1,0 1,0 1,0 Média = 1,025
Fonte: EPE (2012).
Gráfico 2.4 - Matriz Energética Brasileira em 2011 Fonte: EPE (2012).
2.4.1. RESERVAS DE GÁS NATURAL NO BRASIL
As reservas provadas de gás natural cresceram 8,6% e chegaram a 459,4 bilhões de
m³, o equivalente a 50,7% das reservas totais (906,5 bilhões de m³). Estas aumentaram
9,9% em comparação a 2010. De forma análoga ao petróleo, a maior parte (84,6%) das
reservas provadas de gás natural encontrava-se em reservatórios marítimos. O Rio de
Janeiro, estado com maior participação nessas reservas (250 bilhões de m³ em
36
reservatórios offshore), concentrou 54,4% do volume nacional, seguido por São Paulo, cujas
reservas (58,9 bilhões de m³ em mar) corresponderam a 12,8% das reservas provadas
nacionais (ANP, 2012). As tabelas 2.6 e 2.7 trazem as informações das reservas totais e
provadas, respectivamente, no Brasil.
Gráfico 2.5 - Matriz Energética Brasileira em 2010 Fonte: EPE (2011).
2.4.2. PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Na última década, a produção de gás cresceu em média 5% ao ano, chegando à
marca de 24,1 bilhões de m³ em 2011. A produção offshore correspondeu a 17,9 milhões de
m³, o que representa 74,5% do gás produzido no país, após uma alta de 6%, e a produção
em terra (onshore) apresentou crescimento de 2,1%, saltando para um volume de 6,1
milhões de m³.
O estado do Rio de Janeiro foi o maior produtor, com 9,4 bilhões de m³,
concentrando 39% do total gerado pelo Brasil, mesmo apresentando queda de 7,4% em
relação a 2010. Em segundo lugar está o Espírito Santo que foi responsável por 18% da
produção nacional, com 4,3 bilhões de m³ (aumento de 62,9% de sua produção offshore).
A taxa R/P (Reserva/Produção) de gás natural passou de 15,8 anos em 2002 para
19,1 anos em 2011, apresentando uma taxa de crescimento de 2,2% ao ano neste período.
As tabelas 2.8 e 2.9 apresentam os dados de produção de gás natural no Brasil.
37
Tabela 2.6 - Reservas Totais de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar).
Unidades da Federação
Localização 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011/2010
%
Total 353.654 351.616 498.158 454.454 588.617 584.472 589.207 601.518 824.723 906.531 9,92
Subtotal Terra 123.660 115.742 117.899 115.141 131.463 117.158 115.730 118.940 117.227 118.524 1,11
Mar 229.994 235.874 380.258 339.312 457.154 467.315 473.477 482.578 707.496 788.007 11,38
Amazonas Terra 85.051 77.986 84.239 84.361 88.634 90.518 90.453 93.908 94.456 95.743 1,36
Ceará Mar 1.515 1.211 1.167 1.105 992 1.097 1.321 1.152 1.447 993 -31,36
Rio Grande do Norte Terra 3.845 3.298 3.166 2.971 2.731 2.439 2.172 2.365 2.189 2.277 4,04
Mar 17.515 22.458 22.782 18.265 15.729 13.166 11.699 11.067 11.355 12.039 6,02
Alagoas Terra 7.629 6.176 5.372 4.822 4.900 4.830 4.907 4.450 4.173 4.336 3,89
Mar 1.258 1.105 1.488 1.337 1.186 1.061 944 1.084 1.085 981 -9,55
Sergipe Terra 928 995 988 1.087 971 923 1.306 1.343 1.484 1.913 28,91
Mar 5.089 5.328 5.293 4.652 5.409 4.794 4.908 4.962 4.303 4.055 -5,77
Bahia Terra 23.838 24.035 21.934 19.752 19.939 16.238 14.850 15.149 13.379 12.511 -6,49
Mar 26.463 30.219 30.321 29.717 34.816 35.044 33.603 33.671 30.746 29.074 -5,44
Espírito Santo Terra 2.027 2.548 1.469 1.414 13.949 1.449 1.266 953 732 919 25,64
Mar 22.647 21.696 36.859 45.524 55.764 68.179 71.851 89.581 87.034 77.694 -10,73
Rio de Janeiro Mar 150.116 148.797 152.796 197.405 274.525 272.839 290.028 277.353 504.642 551.842 9,35
São Paulo Mar 3.875 3.508 128.050 41.206 67.347 67.088 55.984 60.441 62.946 107.109 70,16
Paraná Terra 341 703 732 733 339 761 777 770 814 826 1,43
Mar 1.517 1.509 1.483 88 31 1.610 538 904 1.261 1.290 2,26
Santa Catarina Mar - 44 20 15 1.355 2.437 2.600 2.364 2.677 2.929 9,41
Fonte: ANP (2012).
38
Tabela 2.7 - Reservas Provadas de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar).
Unidades da Federação
Localização 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011/2010
%
Total 244.547 245.340 326.084 306.395 347.903 364.991 364.236 367.095 423.003 459.403 8,61
Subtotal Terra 76.070 76.597 73.730 71.752 74.522 68.131 66.305 65.489 68.803 70.577 2,58
Mar 168.477 168.743 252.354 234.643 273.381 296.860 297.931 301.606 354.200 388.827 9,78
Amazonas Terra 47.893 49.075 49.448 51.465 53.232 52.774 52.143 52.397 55.878 57.455 2,82
Ceará Mar 1.462 1.139 1.066 995 825 825 1.028 784 652 528 -19,00
Rio Grande do Norte Terra 3.585 3.151 2.870 2.558 2.397 1.942 1.585 1.656 1.418 1.464 3,25
Mar 17.221 17.289 18.337 15.059 14.047 11.755 8.663 8.376 8.676 7.645 -11,88
Alagoas Terra 4.719 4.286 3.929 3.525 3.241 3.042 3.058 2.665 2.391 2.515 5,20
Mar 1.118 980 1.198 1.084 815 850 730 825 1.085 981 -9,55
Sergipe Terra 820 861 829 768 814 761 989 925 1.039 1.433 37,94
Mar 3.860 2.525 3.286 2.751 2.978 2.842 2.678 2.523 2.588 2.323 -10,22
Bahia Terra 17.244 16.987 15.636 12.379 11.474 8.470 7.447 7.202 7.356 6.844 -6,97
Mar 10.101 8.681 9.625 9.388 14.269 26.423 24.671 28.169 26.161 23.708 -9,38
Espírito Santo Terra 1.809 2.237 1.018 1.057 3.364 1.140 940 640 587 717 22,22
Mar 14.467 15.258 21.286 31.271 37.385 37.594 38.004 47.058 44.025 43.631 -0,89
Rio de Janeiro Mar 116.339 119.257 119.049 145.378 164.503 167.917 173.142 166.770 220.506 249.984 13,37
São Paulo Mar 3.875 3.508 78.471 28.696 38.543 47.881 48.340 46.189 49.373 58.882 19,26
Paraná Terra - - - - - 1 142 4 134 149 10,87
Mar 34 61 26 15 9 568 468 684 904 913 0,98
Santa Catarina Mar - 44 11 7 7 206 205 230 230 230 0,09
Fonte: ANP (2012).
39
Tabela 2.8 - Produção de Gás Natural, por Localização (Terra e Mar).
Unidades da Federação
Localização 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011/2010
%
Total 15.525,2 15.792,1 16.971,2 17.699,2 17.699,2 18.151,7 21.592,7 21.141,5 22.938,4 24.073,7 4,95
Subtotal Terra 6.168,6 6.708,6 7.765,5 7.375,3 6.656,9 6.282,9 6.273,1 6.045,2 6.024,0 6.147,7 2,05
Mar 9.356,5 9.083,4 9.205,7 10.323,9 11.042,3 11.868,7 15.319,6 15.096,3 16.914,4 17.926,0 5,98
Amazonas Terra 2.743,2 2.992,6 3.620,8 3.567,2 3.376,3 3.546,1 3.732,6 3.780,2 3.857,9 4.161,2 7,86
Ceará Terra 0,7 0,8 0,6 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 -15,21
Mar 109,6 99,3 125,4 110,6 98,9 77,4 65,8 55,5 42,1 30,7 -27,08
Rio Grande do Norte Terra 356,8 301,6 333,5 296,0 266,1 313,9 317,8 273,0 269,5 272,1 0,99
Mar 1.003,5 967,3 1.032,1 1.020,5 914,5 765,0 609,8 488,1 419,4 362,4 -13,59
Alagoas Terra 632,6 783,3 1.042,2 999,5 878,6 765,4 685,7 618,0 564,5 462,7 -18,03
Mar 149,2 134,6 144,9 169,1 144,1 141,0 128,2 124,4 108,2 100,4 -7,13
Sergipe Terra 59,6 66,2 76,3 79,0 84,2 93,2 91,2 92,5 94,7 101,9 7,70
Mar 741,9 666,3 601,2 538,7 525,2 453,9 766,5 863,6 1.007,1 999,2 -0,78
Bahia Terra 1.964,2 2.115,7 2.218,4 1.959,1 1.878,1 1.480,0 1.285,4 1.172,3 1.138,3 1.057,5 -7,10
Mar 52,6 50,2 38,2 25,2 16,3 1.166,3 2.079,5 1.881,1 2.261,1 1.500,2 -33,7
Espírito Santo Terra 411,7 448,4 473,7 474,0 173,1 83,7 159,7 108,5 98,7 91,8 -6,92
Mar 9,8 60,9 36,1 45,1 736,6 881,7 2.642,4 967,9 2.602,4 4.240,3 62,94
Rio de Janeiro Mar 6.886,3 6.660,2 6.779,1 7.967,2 8.210,8 8.025,1 8.763,3 10.497,2 10.132,2 9.386,9 -7,36
São Paulo Mar 394,2 388,2 383,4 379,7 357,0 324,1 242,1 218,4 342,0 1.305,8 281,80
Paraná Mar 9,4 56,4 65,2 67,7 39,0 34,3 21,9 - - - -
Fonte: ANP (2012).
40
Tabela 2.9 - Produção de Gás Natural Associado e Não Associado.
Unidades da Federação
Tipo 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011/2010
%
Brasil 15.525 15.792 16.971 17.699 177.065 18.152 21.593 21.142 22.938 24.074 4,90
Subtotal Associado 12.091 12.135 12.981 13.778 13.661 13.506 14.519 16.976 17.300 17.650 2,02
Não associado 3.434 3.657 3.990 3.921 4.045 4.645 7.074 4.165 5.638 6.424 13,93
Amazonas Associado 2.718 2.942 3.562 3.533 3.367 3.523 3.699 3.723 3.809 4.130 8,43
Não associado 26 51 59 34 9 23 34 57 49 31 -36,32
Ceará Associado 110 100 126 111 99 78 66 56 43 31 -26,93
Não associado - - - - - - - - - - -
Rio Grande do
Norte
Associado 927 796 740 769 716 590 541 518 491 460 -6,34
Não associado 433 473 625 548 465 489 386 243 198 175 -11,73
Alagoas Associado 278 366 409 369 249 219 218 319 231 204 -11,55
Não associado 504 552 778 800 773 688 596 423 442 359 -18,74
Sergipe Associado 507 481 420 304 300 292 590 819 952 964 1,33
Não associado 294 252 257 313 309 255 268 137 150 137 -8,78
Bahia Associado 673 631 826 642 476 478 495 630 594 555 -6,44
Não associado 1.343 1.535 1.430 1.343 1.419 2.168 2.870 2.423 2.806 2.002 -28,6
Espírito Santo Associado 113 147 107 116 472 603 437 432 1.024 1.962 91,62
Não associado 309 362 403 403 437 363 2.365 644 1.677 2.370 41,32
Rio de Janeiro Associado 6.756 6.617 6.725 7.867 7.943 7.689 8.450 10.479 10.121 9.180 -9,29
Não associado 131 44 54 100 274 336 313 19 11 207 1696,88
São Paulo Associado - - - - - - - - 37 163 336,36
Não associado 394 388 383 380 357 324 242 218 305 1.142 275,09
Paraná Associado 9 56 65 68 39 34 22 - - - -
Fonte: ANP (2012).
41
Em 2011 o Brasil atingiu a 31ª posição no ranking mundial de produtores de gás
natural. Para o cálculo da posição brasileira, foram descontados da produção os volumes
utilizados na queima, perdas e reinjeção, no intuito de possibilitar a comparação com os
dados mundiais publicados no BP Statistical Review of World Energy 2012.
De acordo com os dados do anuário da ANP de 2012, do total de gás natural
produzido em 2011, 73,3% eram de gás associado, e o Rio de Janeiro foi o estado com
maior produção com 9,2 bilhões de m³. Os estados que mais produziram gás não associado
foram o Espírito Santo e a Bahia, produzindo 2,4 e 2 bilhões de m³ respectivamente.
Em 2011, 7,3% da produção total foram queimados ou perdidos, e 16,8% foram
reinjetados. Em comparação a 2010, o volume de queimas e perdas caiu 27,4% e o de
reinjeção, 7,6%.
Nos campos com gás associado ao petróleo, parte do gás não reinjetado no poço
(com o objetivo de aumentar a recuperação do petróleo) e que não tem mercado
consumidor próximo acaba sendo queimada. Em campos contendo gás natural não
associado, toda a infraestrutura de produção destina-se à extração deste energético, o que
minimiza a queima e reduz as perdas.
3. ASPECTOS GEOLÓGICOS E TECNOLÓGICOS DO SHALE GAS
3.1. RESERVATÓRIO
A rocha reservatório é uma rocha que pode ser resultado de diferentes aspectos
deposicionais, mas deve apresentar espaços vazios em seu interior (porosidade), e estes
espaços devem estar interconectados, o que lhe confere a característica de permeabilidade
(Thomas, 2001). As rochas reservatórios são normalmente arenitos ou caalcários, rochas
sedimentares que são formadas ao longo do tempo por deposição de grãos de diferenciados
tamanhos e formas que, consequentemente, após a sua compactação, permitem a
existência de tais espaços vazios entre os grãos. Algumas rochas como folhelhos podem vir
a formar reservatórios, porém normalmente quando apresentam fraturas naturais.
Geralmente existe intercomunicabilidade entre os poros da rocha sedimentar, que é
formada pelo conjunto de grãos, cimento e matriz (material muito fino). Entretanto, devido à
cimentação, esta comunicação entre os poros pode ser interrompida, deixando estes poros
totalmente isolados. Permeabilidade é medida da facilidade com que os fluidos podem fluir
através de um sistema de poros. É determinada geralmente pelo fluxo de um único fluido
(geralmente um gás) através da rocha sob uma queda de pressão conhecida, a certa vazão.
As medições de permeabilidade devem ser feitas em testemunhos limpos, ou seja, amostras
com todos os hidrocarbonetos residuais removidos, para que não haja alteração da
permeabilidade relativa ao fluido em questão. A unidade de medida de permeabilidade é o
Darcy (D), porém, para representar a permeabilidade do reservatório é normalmente
utilizado miliDarcy (mD). O grau de permeabilidade depende do tamanho e da forma dos
poros e das suas interligações.
3.1.1. RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS
O conceito de reservatório convencional e não convencional está vinculado à
facilidade de extração do produto, de maneira prática e principalmente econômica, em um
dado estágio tecnológico de desenvolvimento. Portanto, reservatórios que hoje são
considerados não convencionais podem ser futuramente considerados como convencionais
(ANP, 2010).
Como exemplo de rochas reservatório convencionais enquadram-se a maioria dos
arenitos e calcários. Além disso, reservatórios convencionais são considerados aqueles em
43
que os hidrocarbonetos podem ser extraídos por processos de recuperação primária e
secundária. A figura 3.1 mostra alguns exemplos de reservatórios convencionais e não
convencionais.
Figura 3.1 - Esquema ilustrativo de reservatórios convencionais e não convencionais. Fonte: Modificado de ANP (2010).
3.1.2. RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS
O termo não convencional relaciona-se às características do reservatório que tornam
seu entendimento mais complexo e sua exploração econômica significativamente mais cara
do que no caso dos reservatórios convencionais (ANP, 2010). Atualmente são consideradas
como fontes não convencionais Coalbed Methane (CBM), Tight Sands, Heavy Oil e o Shale
Gas.
O Coalbed Methane (CBM) é um gás extraído das camadas de carvão, as quais
ficaram expostas por mais tempo às elevadas temperaturas, passando do estágio de
transformação da metagênese e chegando ao metamorfismo. A matéria orgânica passa de
estágios de transformação (Diagênese, Catagênese, Metagênese e Metamorfismo), as
quais variam a temperatura de exposição, de forma crescente, desta matéria orgânica ao
longo do processo de maturação. O estágio de catagênese é o estágio da formação de
petróleo, enquanto a metagênese apresenta formação de gás leve a partir da quebra das
44
moléculas de hidrocarboneto, e no metamorfismo, a degradação dos hidrocarbonetos geram
grafite, gás carbônico e gás metano. (Thomas, 2001)
O gás metano permanece no interior das camadas de carvão pelo fenômeno da
adsorção, o que reduz o volume de ocupação do gás, permitindo a este reservatório
proporcionar grandes volumes de gás quando comparado a um reservatório convencional
de volume equivalente.
Os Tight Sands são arenitos de baixa permeabilidade, em torno de 0,1 mD. Este tipo
de reservatório é semelhante ao arenito convencional, entretanto possui bastante
irregularidade e pouca interconectividade. Justamente devido a esta baixa permeabilidade, o
gás trapeado neste arenito não é produzido facilmente. Portanto, são necessários métodos
mais avançados de avaliação e novas tecnologias, a fim de inserir esses recursos no
portfólio energético futuro.
O folhelho, também chamado de shale, é uma rocha sedimentar que está sendo alvo
das atuais explorações de gás nos Estados Unidos, o shale gas. São rochas
majoritariamente formadas por granulometria fina que são depositados por decantação em
ambientes de baixa energia. Diferenciam-se dos argilitos por possuírem lâminas finas e
paralelas esfoliáveis, enquanto os argilitos apresentam as argilas com aspecto mais maciço
(Thomas, 2001; Suguio, 1980). A figura 3.2 mostra um exemplo de um folhelho.
Segundo Suguio (1980), os folhelhos de origem marinha são caracterizados pelos
minerais de argila do grupo da illita e clorita, enquanto os originados de água doce são mais
ricos em montmorillonita, sendo então os folhelhos marinhos ricos em K2O e MgO.
Os folhelhos são rochas que possuem uma permeabilidade muito baixa. Enquanto
um reservatório convencional de arenito possui uma permeabilidade na faixa de 0,5 a 20
mD, os folhelhos do shale gas variam na faixa de 10-6 a 10-4 mD. Para que houvesse
viabilidade comercial na produção do gás de folhelho, se fez necessário aumentar este fator
de interconectividade desta rocha e, assim, chegou-se a utilização combinada da perfuração
direcional horizontal com o fraturamento hidráulico, os quais serão melhores descritos nos
itens seguintes do presente trabalho.
No sistema petrolífero e de gás natural, a matéria orgânica é depositada junto com
sedimentos onde sofre acumulo em determinado local ao longo do tempo. Este acúmulo
ocorre em locais como fundo de lagos e mares onde as correntes de fluxo já estão
suficientemente sem força, incapazes de continuar carregando tais substâncias. Desta
maneira, após ser soterrada, esta matéria orgânica passa por um processo de reações
inorgânicas, e se transforma em querogênio, rico em hidrocarbonetos sólidos pesados. As
45
rochas que concentram esta matéria orgânica durante esta transformação são chamadas de
Rocha Mãe ou Geradora. Os folhelhos são normalmente rochas ricas em querogênio e,
portanto, se encaixam neste perfil.
Figura 3.2 - Amostra de folhelho. Fonte: Unesp.br.
3
Este querogênio quando submetido à temperatura mais elevadas transforma-se em
hidrocarbonetos mais simples (petróleo), e com o aumento da pressão, este fluido tende a
migrar da rocha mãe (menor volume poroso) para uma rocha que possui menores pressões,
até que esta migração seja interrompida por alguma barreira. Esta rocha, então, que irá
suportar este volume é chamada de Rocha Reservatório e a barreira que impede a
continuação da migração até uma possível exsudação (escape de petróleo ou gás para a
superfície) é chamada de Rocha Selante (Thomas, 2001). A figura 3.3 apresenta a
ilustração da relação espacial entre as rochas geradoras, reservatório e selantes.
No caso do shale gas, o folhelho, que foi a rocha geradora durante o período de
maturação, é também a rocha reservatório. Além do mais, ele ainda apresenta as
características de presença de rocha selante, uma vez que não há a migração do fluido para
uma rocha adjacente, sendo então um sistema petrolífero independente.
A característica argilosa limita o fluxo do gás presente no folhelho, por isso é
necessário entender o conteúdo mineral e orgânico, a ocorrência de fraturas naturais, a
maturidade térmica, o tamanho do reservatório, a porosidade e a permeabilidade para que
se possa determinar o seu potencial produtivo. Alem disto, o dimensionamento do
3 Disponível em: http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/folhelho.html
46
tratamento que será dado, isto é, no que se diz respeito à perfuração e a estimulação
(fraturamento hidráulico), também dependem de tais informações.
Figura 3.3 - Relação espacial entre as Rochas Geradoras, Reservatório e Selantes. Fonte: Thomas (2001)
Os reservatórios de folhelho são classificados como campos contínuos, isto é, eles
se difundem em grandes áreas. A título de ilustração, a formação de Marcellus, nos Estados
Unidos, se estende por 970 km (Unconventional Gas Resources, BG Group), como pode ser
apreciado na figura 3.4.
A produção de gás de folhelho tem um aspecto bem diferente da produção de gás
convencional por apresentar uma permeabilidade muito baixa e, consequentemente, se
fazer necessário o uso combinado de perfuração horizontal e fraturamento (figura 3.5).
Portanto, o volume recuperável de gás está diretamente ligado à área de contato criada por
esta combinação de técnicas, isto é, a quantidade de gás que será produzida estará situada
na região bem próxima de onde passa o poço e suas fraturas induzidas.
Sendo assim, o gás, que já não encontra barreiras, flui rapidamente para a superfície
enquanto o restante do gás escoa bem lentamente conforme impõem as condições originais
do reservatório. Isto gera uma produtividade característica deste cenário, a qual é
significativamente maior no primeiro ano de produção, pois a discrepância é muito alta no
escoamento fraturado e não fraturado.
47
Figura 3.4 - Área ocupada pelo campo de Marcellus e Utica. Fonte: Oildependents.org
4
Portanto a curva de produção do gás do folhelho é bem acentuada, apresentando
uma recuperação de 60 a 85% já no primeiro ano e, portanto, mais poços se fazem
necessários para uma recuperação maior em menor tempo. O gráfico 3.1.
Figura 3.5 - Esquema ilustrativo de produção de gás natural convencional e não convencional Fonte: Modificado de ANP (2010).
4 Disponível em: http://oilindependents.org/utica-the-shale-revolution-coming-to-ohio/
48
O fator de recuperação destes reservatórios é de aproximadamente 20% a 30%,
contra cerca de 80% no caso do gás convencional, mas as estimativas de seus volumes nos
EUA atualmente são maiores do que as do gás convencional (Simas - Macáe Offshore,
2013).
Gráfico 3.1 - Curva de Produção de campos de Shale Gas. Fonte: MIT (2011).
3.2. POÇO DIRECIONAL
Um poço é direcional quando o ponto o qual se quer atingir não se encontra vertical
ao local que se encontra a sonda, sendo então necessário o uso de técnicas não
empregadas na perfuração de poços verticais. (Thomas, 2001). São inúmeros motivos pelos
quais se aplica a perfuração direcional, dentre elas destacam-se:
i. Controlar um poço em blowout através da perfuração de poços de alívio;
ii. Atingir formações produtoras que estejam abaixo de locações inacessíveis,
tais como rios, lagos, cidades, etc.;
iii. Desviar a trajetória do poço de acidentes geográficos, tais como domos
salinos e falhas;
iv. Perfurar vários poços de um mesmo ponto, como é o caso da produção
através de plataformas marítimas;
49
v. Desviar poços que tiveram o trecho final perdido por problemas operacionais
como, por exemplo, a prisão de coluna de perfuração.
Um tipo particular de poço direcional que proporciona um aumento da produtividade
e da recuperação final de hidrocarbonetos é o chamado poço horizontal. Estes são poços
que atingem ângulos próximos a 90° e sua maior característica é possibilitar a maior
exposição de grandes trechos do reservatório, aumentando a vazão do fluido a ser
produzido. A utilização de poços horizontais nas estratégias de produção tem sido um
importante tema de estudo na indústria de petróleo por apresentar vantagens em relação
aos tradicionais poços verticais. O interesse na aplicação de poços horizontais tem sido
acelerado devido ao melhoramento nas tecnologias de perfuração e completação desses
poços, já que os mesmos geram aumento na eficiência e na economicidade da recuperação
dos hidrocarbonetos (Joshi, 1987).
Segundo Rocha (2006), as principais razões para se perfurar um poço horizontal
são:
i. Reduzir as quedas de pressão.
ii. Reduzir possibilidade de ocorrência de cone de água ou gás, já que a queda
de pressão no poço horizontal é menor que aquela que ocorre no poço
vertical quando ambos estão produzindo na mesma vazão.
iii. Propiciar maior interceptação das fraturas horizontais em reservatórios
fraturados e baixas permeabilidade e porosidade.
iv. Viabilizar a exploração de formações fechadas ou que contenham óleo
pesado, por aumentar a área exposta ao fluxo. Muitas vezes a exploração
desses tipos de formação era considerada inviável comercialmente devido às
baixas vazões conseguidas pela técnica de perfuração vertical convencional.
v. Aumentar a eficiência das técnicas de recuperação secundária, já que uma
maior área de drenagem pode responder melhor à injeção de vapor ou de
água.
vi. Retardar o avanço do contato óleo-água ou gás-óleo.
vii. Aumentar a área exposta ao fluxo de hidrocarbonetos.
viii. Viabilizar economicamente a exploração de campos offshore, onde o
posicionamento das plataformas marítimas de produção é crítico devido às
condições adversas do mar.
50
A partir dos poços horizontais foi então possível produzir com maior eficiência em
múltiplas zonas com os chamados poços multilaterais, que são "ramificações" perfuradas de
um mesmo poço, chamado poço de origem ou poço mãe (figura 3.6). Esses tipos de poços
possibilitam uma maior exposição de trechos do reservatório, aumentando, assim, a área de
drenagem no reservatório e no consequente aumento do fator de recuperação.
A perfuração horizontal oferece uma vantagem significativa no desenvolvimento de
shale gas. No caso de formações pouco espessas ou inclinadas de folhelho, um poço
horizontal de longo alcance (Extended Reach Wells - ERW) faz com que seja maior o
contato entre o poço e o intervalo de gás da formação, aumentando, assim, a área
superficial para o escoamento do gás para dentro do poço. Os ERW podem atingir
distâncias de mais de 10 km. Entretanto, no caso do gás de folhelho, a utilização apenas
dos poços horizontais não são suficientes para produzir em condições de viabilidade, sendo
assim necessário um meio de estimulação artificial.
A perfuração direcional engloba diversos fatores que devem ser analisados com a
finalidade de minimizar os custos da operação sob o ponto de vista de um bom
planejamento de poços. A seleção de ferramentas e os métodos a serem aplicados podem
resultar em maior eficiência operacional e econômica.
A zona do reservatório a ser introduzida pelo poço (objetivo) deve estar
perfeitamente definida, sendo assim, é dever da equipe formada pelo geólogo e engenheiro
de reservatório. É definido o termo alvo como sendo a área a qual possui um raio de
tolerância ao redor do objetivo da perfuração. A tolerância é, portanto, uma maneira de se
compensar as incertezas geológicas e as incertezas relacionadas à perfuração. Assim, o
raio de tolerância não deve ser demasiadamente reduzido, pois implicará em um
considerável aumento no custo da perfuração. Para poços direcionais exploratórios, em
geral, o raio fica em torno de 100 metros (ROCHA, 2006).
Outros fatores são também importantes para o planejamento da operação de
perfuração direcional: a localização da sonda, o bit walk e o fluido de perfuração. A
localização da sonda deve ser considerada, pois a sua posição deverá ser tal que aproveite
todas as tendências naturais de desvios existentes nas formações intermediárias ao
objetivo.
Há uma tendência natural da broca de perfuração a se desviar lateralmente durante
o processo, conhecida como Bit Walk. A rotação do conjunto coluna e broca provoca este
fenômeno de desvio, o qual geralmente é para direita (Rocha, 2006), portanto é necessário
51
levar este fator em consideração principalmente em áreas as quais o bit walk pode levar a
grandes desvios na trajetória e consequente risco de não atingir o objetivo.
Figura 3.6 - Esquema ilustrativo de poço multidirecional. Fonte: Engpetroleo.com.br
5
Segundo Thomas (2001), os fluidos de perfuração, também chamados lama de
perfuração, são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes,
até gases, cada um com seu potencial de redução de permeabilidade (de forma a evitar a
invasão do mesmo para o interior da formação - fenômeno de filtração) e que possui
características básicas como limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e
transportá-los à superfície, exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a
evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kick) e estabilizar as paredes do poço, e resfriar e
lubrificar a coluna de perfuração e a broca. Os Fluidos são classificados como fluidos à base
de água, fluidos à base de óleo ou fluidos à base de ar. O controle da lama de perfuração é
muito importante, sobretudo, para reduzir o arraste em poços direcionais. Aditivos redutores
de fricção são muito usados e tanto a densidade como a viscosidade do fluido devem ser
mantidas em restrito controle a todo o momento.
5 Disponível em: http://engpetroleo.webnode.com.br/perfuracaodirecional/
52
3.2.1. ELEMENTOS DE UM POÇO DIRECIONAL
Com ajuda da figura 3.7 serão definidos abaixo alguns elementos presentes em um
poço direcional tais como Kickoff point, Buildup section, Drop off section e Tangent section.
i. Kickoff point (KOP): ponto no qual a primeira ferramenta defletora é descida e
se inicia o incremento de ângulo. O KOP deve ser cuidadosamente
selecionado a fim de que o máximo ângulo ao término do buildup se situe
dentro dos limites econômicos. Menores problemas são encontrados quando
o ângulo do poço está entre 20° e 45°.
ii. Buildup section (BU): parte do poço em que o ângulo vertical cresce
incrementando por uma taxa constante (buildup rate - BUR). Este crescimento
do ângulo vertical depende da formação perfurada e do BHA (Bottom Hole
Assembly) usado. Durante o BU, o ângulo e a direção do poço são
constantemente checados, pois pode haver necessidade de alguma correção.
Uma vez atingido o ângulo máximo, o BHA é trocado por um conjunto rígido,
para manter este ângulo (locked in BHA). Normalmente, as taxas de ganho
de ângulo mais usadas são 2°/30 metros ou 3°/30 metros (ROCHA, 2006). O
final do buildup é chamado de end of buildup (EOB) e ocorre quando o trecho
reto é atingido.
iii. Drop off section: trecho do poço onde ocorre perda de ângulo, expressa por
um BUR negativo.
iv. Tangent section: parte reta do poço perfurada com o ângulo máximo. É
necessário se checar o ângulo e a direção e plotar o curso do poço para
saber se, eventualmente, alguma correção será necessária. As correções são
mais constantes na direção. Quanto ao ângulo, pode-se corrigi-lo utilizando
diferentes BHA, ou seja, mudando os diâmetros dos estabilizadores ou as
distâncias entre eles.
3.2.2. REVESTIMENTO E CIMENTAÇÃO
O revestimento é um item fundamental da perfuração de um poço, pois tem a função
de promover sustentação ao mesmo, assim como proteger regiões importantes como os
aquíferos. Sabendo isto, a cimentação se torna outra peça chave deste conjunto, pois ela irá
fixar este revestimento, assim como isolará qualquer comunicação entre o mesmo e a
formação.
53
Figura 3.7 - Elementos básicos de um poço direcional. Fonte: Rocha (2006).
O poço de petróleo em geral é perfurado em fases, cujo número depende das
características das zonas a serem perfuradas e da profundidade final prevista. Geralmente,
o número de fases de um poço é de três ou quatro, podendo chegar a oito em certos casos.
Cada uma das fases é concluída com a descida de uma coluna de revestimento e sua
cimentação. O cimento preenche o espaço anular entre a tubulação (revestimento) e as
paredes do poço, de modo a fixar a tubulação e evitar que haja migração de fluidos entre as
diversas zonas permeáveis por onde passa o poço. Vale ressaltar que com o objetivo de
proteger o reservatório de água, nos estágios iniciais da perfuração do poço, pode ser
utilizado fluido a base ar ao invés de fluidos a base d'água ou a base de óleo para evitar
contaminar o aquífero (THOMAS, 2001; ROCHA, 2006).
O primeiro revestimento descido é chamado de condutor, assentado entre 10 e 50 m,
com a finalidade de sustentar os sedimentos superficiais ainda não consolidados. A coluna
de perfuração, que foi retirada para a descida do revestimento, volta ao poço para continuar
a perfuração até a parte inferior de um possível aquífero. Neste momento é descido o
54
revestimento de superfície, variando na faixa de 100 a 600 m. Além da função de proteger o
aquífero, este revestimento serve de apoio para os equipamentos de segurança de cabeça
de poço, sendo cimentado em toda a sua extensão para evitar flambagem devido ao peso
destes equipamentos e dos revestimentos subsequentes que são apoiados no revestimento
de superfície.
Embora a geologia do campo deva ser considerada, vale ressaltar que em poços
direcionais, os revestimentos de superfícies são normalmente verticais e cobrem as
formações acima do KOP, enquanto que os revestimentos intermediários cobrem os trechos
de ganho ou perda de ângulo e parte da seção tangente, visando à estabilidade e à
segurança do poço. O revestimento de produção, por sua vez, é geralmente assentado no
topo do reservatório em poços horizontais.
3.3. FRATURAMENTO HIDRÁULICO
Uma das técnicas existentes na indústria petrolífera, largamente utilizada para a
estimulação e consequente ganho na produtividade de um poço de petróleo, é o
Fraturamento Hidráulico. Este é empregado desde o final da década de 40, em poços
marginais do Kansas (EUA), seguindo uma explosão da prática em meados dos anos 50.
O fraturamento hidráulico é uma operação que ajuda a aprimorar o fluxo de fluidos
em direção ao poço. Esta técnica consiste em criar um caminho, com uma permeabilidade
maior que a da formação, que se estende o tanto quanto for possível em direção ao
reservatório após a rocha ser fraturada. Segundo Perrin (1999), este processo é aplicado
quando a vazão do poço é insuficiente por causa da baixa permeabilidade natural da matriz
(alguns décimos de miliDarcys para reservatórios de óleo, e ainda menos para reservatórios
de gás) e não apenas por motivos de dano ocorrido. O objetivo é alcançar um suficiente
contraste de condutividade entre a fratura e a formação, de forma que o caminho
preferencial do fluido de produção seja a fratura.
3.3.1. ÁREA DE CONTATO POÇO – RESERVATÓRIO
Para entender melhor o ganho que um poço obtém a partir do fraturamento
hidráulico, é importante salientar que, por meio desta técnica de estimulação, a
produtividade deste poço aumenta consideravelmente, pois toda a área superficial criada
pela fratura se tornará caminho preferencial para o fluxo, e desta maneira, a área total de
55
influxo é maior que a anterior ao fraturamento, quando havia apenas a área de contato do
poço.
Inicialmente em um poço não fraturado, o fluxo dos fluidos de reservatório para o
interior do poço é dado de forma radial. Após a operação, o regime de escoamento passa a
ser linear ao longo da fratura e no interior da mesma, e a área de drenagem se torna mais
extensa do que a que havia originalmente.
A prática do fraturamento hidráulico, no princípio, era aplicada apenas em
reservatórios de baixa permeabilidade, aproximadamente menores que 5 miliDarcys. Neste
contexto, o ganho relativo, em termos de produção, é muito alto. Podemos considerar que
se pode chegar a produzir seis vezes mais ao se utilizar o fraturamento numa formação de
baixa permeabilidade. Entretanto, notou-se que, em termos de ganhos absolutos, utilizar o
fraturamento em formações de moderada e alta permeabilidade poderia ser altamente
viável, tendo em vista que apesar de o ganho não aumentar tanto em relação ao que já era
produzido, mas a porcentagem a mais, mesmo que baixa, de ganho já valia o investimento.
Por exemplo, se a produção diária fosse de 20 mil barris, e após o fraturamento, a produção
passou a ser 25 mil barris por dia, em termos relativos à produção aumentou 1,25 vezes,
mas apesar deste valor ser bem menor do que no caso anterior, de seis vezes, a produção
aumentou 5 mil barris, o que justifica o investimento.
A propagação da fratura está diretamente ligada com o tipo de formação rochosa em
questão. Quando se tratam de formações com baixa permeabilidade, é desejado que a
fratura se desenvolva formando canais de grande extensão. Já em formações que possuem
permeabilidades altas, a fissura geralmente é planejada para tomar formatos menores em
relação ao comprimento, porém mais espessos. Este fato ocorre porque, em rochas com
baixa permeabilidade, a condutividade da fratura é muito maior do que da matriz rochosa,
portanto um amplo alcance da fratura significa um considerável aumento na produtividade
do poço. Já em formações com alta permeabilidade, como este contraste de condições de
escoamentos rocha/fratura não é tão grande, uma fissura muito extensa não traz melhoras
atrativas para aumentar a produtividade.
3.3.2. DESCRIÇÃO DO PROCESSO
A técnica do fraturamento está baseada em bombear um determinado fluido, em
direção à formação, a uma elevada pressão, sendo esta maior que a pressão de ruptura da
formação rochosa. Desta maneira, essa pressão implicará em abertura de canais de alta
56
permeabilidade no interior do reservatório, e consequentemente, o escoamento do fluido
presente nesta determinada formação será, preferencialmente, pela abertura criada.
A figura 3.8 mostra, resumidamente, o processo para um caso de poço revestido. A
primeira etapa é canhonear o local da formação onde ocorrerá o fraturamento; seguido do
bombeio para a abertura do canal condutivo; em terceiro segue a diminuição da pressão
para o início da produção.
Figura 3.8 - Sequência de um Fraturamento Hidráulico em poço revestido Fonte: Modificado de Theloquitur.com
6
No trecho do processo em que é realizada a redução da pressão, a tendência natural
da ruptura é retornar à sua posição original. Para evitar essa ação de acomodação da rocha,
após certo instante em que se bombeia o fluido de fraturamento, em conjunto o últ imo, são
bombeados agentes de sustentação para o interior da fratura.
Os agentes, chamados de propantes, tem o papel de manter a fratura, resistindo às
forças que tendem a fechar tal abertura e, ao mesmo tempo, promover a alta
permeabilidade, citada anteriormente, com o intuito de promover o maior fluxo de
hidrocarbonetos possível.
6 Disponível em: http://theloquitur.com/?attachment_id=27102
57
3.3.3. INICIAÇÃO E EXTENSÃO DA FRATURA
A iniciação e extensão da fratura são dependentes de fatores que influenciam o
processo, tais como: o fluido utilizado, vazão de bombeio do fluido, contração dos
propantes, tensões atuantes na rocha ao redor do poço e propriedades da rocha.
As tensões atuantes na rocha estão relacionadas com aspectos diferentes, como:
profundidade que está sendo feito o processo de fraturamento, densidade da rocha, pressão
de poros da formação, resistência mecânica da rocha, entre outros. A figura 3.9 representa
a orientação das tensões que a formação rochosa está submetida. São elas Tensão Vertical
(σv), Tensão Horizontal Máxima (σH) e Tensão Horizontal Mínima (σh).
A pressão aumenta no poço quando o fluido é bombeado no mesmo a uma vazão
maior do que a vazão que este fluido penetra na formação. As tensões geradas no poço irão
iniciar a fratura na rocha na direção perpendicular à menor das tensões compressionais
atuantes antes do bombeio. A grandes profundidades, geralmente a tensão horizontal
mínima é a menor das tensões atuantes, portanto a fratura se propaga na direção
perpendicular à mesma.
Figura 3.9 - Tensões atuantes ao longo da formação Fonte: Fernandes (2012).
Após ser feita a abertura, a próxima etapa é manter este canal aberto, isto é, manter
neste local um canal de alta condutividade, como dito anteriormente. Para esta
circunstância, existem dois casos:
i. Em reservatórios de carbonato é utilizado um fluido de fraturamento contendo
ácido clorídrico (HCl) relativamente concentrado. O ácido dissolve as paredes
da fratura de maneira irregular, de forma que são criados canais (worm holes
58
– caminhos de minhoca em tradução livre) de alta permeabilidade quando a
fratura fecha assim que é cessado o bombeio. Este processo é chamado de
Fraturamento Ácido e será melhor abordado adiante.
ii. Em arenitos, para manter esta abertura, são injetados agentes de
sustentação que, após o processo de assentamento da formação, tem o
papel de manter o canal condutivo de alta permeabilidade ao longo da fratura.
Esses agentes, também chamados de propante, podem ser areia, areia
resinada, bauxita, cerâmica, entre outros. Eles são carregados para dentro da
fratura pelo fluido de fraturamento, por isso a importância deste fluido ter
determinadas propriedades, como relativamente alta viscosidade, e também
não devem ser bombeados até que a fratura tenha atingido determinadas
dimensões geométricas (espessura especialmente) que permitam a
passagem dos propantes. Ainda neste capítulo serão abordadas as
peculiaridades dos propantes.
Em seguida ao processo de injeção dos propantes, vem a etapa de fechamento da
fratura. Para isto, é de extrema importância que os agentes de sustentação permaneçam
estáticos na posição de preenchimento da fratura, para que possam manter a abertura.
Então, deste modo, a pressão de operação passa a ser menor que a pressão de fratura,
mas ainda maior que a pressão do reservatório, para que não haja fluxo no sentido de
produção e, por consequência, um arraste dos propantes. Durante esta etapa, o fluido de
fraturamento continua penetrando na formação até que a mesma seja assentada.
Inicia-se, então, a etapa de clean up na qual o poço é posto em produção e este
fluxo traz de volta o fluido injetado, além daquela parcela de fluido que penetrou na
formação, e alguns propantes que não tenham ficado alojados na fratura.
3.3.4. DIAGRAMA DE PRESSÕES
Durante a operação de fraturamento hidráulico, podemos observar intervalos onde
há variações da pressão na superfície. Estas variações são mostradas na figura 3.10.
Durante o início do bombeio, observa-se um pico o qual é referente à pressão de
ruptura da formação. A formação neste momento sofre uma tensão elevada e, por tração,
ela é rompida e fratura é iniciada.
59
Na sequencia um platô é observado numa região de pressão menor que a pressão
de ruptura. Esta é a pressão de propagação da fratura, que naturalmente é menor que a
pressão de ruptura e ao longo do processo não ocorre grandes variações da mesma.
Assim que o bombeio de fluido de fraturamento é interrompido, é observada a
medida da pressão instantânea de fechamento (ISIP – Instantaneous Shut In Pressure).
Entre o encerramento do bombeio e o fechamento da fratura, é observado um declínio de
pressão. Este decaimento representa a pressão em excesso que havia na fratura sendo
absorvida pela formação. Depois de atingida a pressão de fechamento da fratura, a
tendência da pressão é de com o passar do tempo se distribuir e igualar a pressão original
do reservatório.
Figura 3.10 - Diagrama de pressões de operação de Mini Frac. Fonte: Fernandes (2012).
3.3.5. FLUIDO DE FRATURAMENTO
O fluido de fraturamento é um dos fatores mais importantes no processo de
construção e manutenção da abertura. Ele que terá o trabalho de exercer a pressão
necessária para a ruptura da formação assim como a extensão da mesma. Este fluido deve
possuir características específicas para que o trabalho ocorra da maneira esperada.
60
A alta viscosidade, além de uma baixa taxa de filtração, são parâmetros
fundamentais para que se alcance uma boa extensão e espessura de abertura, e também
para que este fluido tenha capacidade de carregar uma grande concentração de propantes e
mantê-los propriamente alocados no interior da fratura.
Além do mais, o fluido deve possuir uma baixa taxa de atrito para reduzir a potência
de bombeio durante a injeção, boa compatibilidade com a rocha matriz assim como com os
fluidos presentes na mesma. A quantidade de sólidos insolúveis deve ser baixa e também
não deve produzir reações cujo produto seja insolúvel, pois esses fatores podem gerar dano
à formação.
A facilidade de deslocamento por parte do óleo e/ou gás, presentes no reservatório,
também é um fator importante, pois, em conjunto com a baixa viscosidade que o fluido
deverá ter no final do processo, deve facilitar a operação de clean up e o start up da
produção.
O fluido de fraturamento deve ter comportamento adequado à temperatura a qual
acontece a operação, pois a viscosidade varia em função da mesma, além da tensão de
cisalhamento.
Os fluidos de fraturamento mais comuns nas operações de fraturamento hidráulico
são a base de água ou óleo, sendo que os fluidos a base de água costumam ser utilizados
em maior escala. Os fluidos a base de água envolvem menores custo, tendo em vista sua
grande disponibilidade. Além disso, os fluidos a base de água possuem vantagens como:
densidade relativamente alta, necessitando de pressões para seu bombeio menores, não
possui riscos relacionados a combustão/poluição, possuem boa reatividade com os agentes
gelificantes. Em função de sua densidade ser relativamente elevada, este fato pode dificultar
a limpeza do poço.
Já os fluidos a base de óleo tem como principal vantagem a compatibilidade com a
formação rochosa, evitando possíveis reações paralelas que podem vir a ocorrer durante a
operação. Possuem também uma elevada viscosidade, o que é benéfico tendo em vista que
a mesma é necessária para carregar os agentes de sustentação, além de baixa densidade,
que facilita na etapa de limpeza. Porém, sua utilização envolve riscos, demanda uma maior
potência de bombeio e é de maior custo do que a utilização de fluidos a base de água.
E para atender às diversas características que um fluido de fraturamento deve
possuir, aditivos são adicionados ao mesmo para tornar sua composição o mais favorável
61
possível para que a operação seja posta em prática. As seguintes substâncias são
comumente utilizadas para melhorar a qualidade do fluido:
i. Agentes gelificantes: aumentam a viscosidade, reduzem a infiltração na
formação e diminuem o atrito do fluido;
ii. Cross-Linkers: aumentam a viscosidade do gel formado, fazendo
transformações na estrutura dos polímeros que compõem os agentes
gelificantes;
iii. Aditivos Fluid-Loss: otimizam a atuação dos agentes gelificantes reduzindo a
infiltração do fluido de fraturamento na formação;
iv. Redutores de fricção: melhoram a ação de diminuição do atrito do fluido dos
agentes gelificantes;
v. Breakers: após um determinado tempo de residência no interior da fratura,
estes agentes são responsáveis pela quebra do gel formado, reduzindo a
viscosidade do fluido, com o objetivo de auxiliar na etapa seguinte de limpeza
da fratura;
vi. Surfactantes: facilitam o tratamento de limpeza, reduzindo a molhabilidade da
rocha;
vii. Estabilizantes: aditivos como o tiossulfato de sódio e o metanol são utilizados
para evitar possíveis reações indesejadas;
viii. Fibras: diminuem a velocidade de assentamento dos propantes, resultando
em um melhor preenchimento do interior da fratura e, consequentemente, em
uma maior condutividade.
3.3.6. PROPANTES
Como foi citado anteriormente, são os propantes, também chamados de agentes de
sustentação, que são responsáveis por dar alta condutividade e sustentação à abertura.
Inúmeros materiais podem ser utilizados como propantes, porém os mesmos devem
possuir determinadas características para atuar como tal. Os materiais mais comumente
utilizados no fraturamento hidráulico são: Areia, Areia resinada, Propante cerâmico, Bauxita,
entre outros.
O principal objetivo a ser alcançado na escolha de um determinado propante é
conseguir obter a conciliação entre o fornecimento de uma condutividade desejada à fratura
e, ao mesmo tempo, o material granular deve suportar os diferentes tipos de tensões que
62
estará sujeito no interior da fissura. A condutividade da fratura é determinada calculando o
produto entre sua permeabilidade do propante e largura da mesma.
Como a condutividade é um fator de suma importância para o fraturamento, a
questão do transporte e distribuição do propante ao longo da abertura também são fatores
imprescindíveis. Então podemos concluir que, propantes com menor densidade são mais
fáceis de serem transportados, porém tem menor resistência às tensões confinantes,
enquanto que os agentes com maior massa específica possuem maior resistência, porém
são mais pesados para serem propriamente transportados.
Para selecionar o material de sustentação ideal para cada caso, é necessária a
análise de suas propriedades, além das características da formação rochosa e das
condições de temperatura e fluxo de fluidos ao longo da fratura. As principais propriedades a
serem analisadas de um propante são: a densidade, a resistência ao esmagamento, o
tamanho e a distribuição dos grãos ao longo da fissura, a facilidade com que o material
granular é transportado, o arredondamento e a esfericidade das partículas.
A areia é o tipo mais comum de agente de sustentação, principalmente pela sua
grade disponibilidade, o que consequentemente lhe proporciona um custo menor.
Entretanto, sua aplicação é limitada, visto que a mesma fornece boa condutividade somente
quando submetida à tensões de fechamento da formação rochosa abaixo de 6000 psi.
Assim sendo esta limitação, na intenção de driblá-la, a areia pode ser tratada com
resina – Areia resinada (RCS – Resin Coated Sand), a qual fornece à areia uma resistência
adicional à tensão de esmagamento, podendo chegar a suportar tensões de até 8000 psi, e
na inexistência de efeitos adversos do fluido sobre a resina, essas fraturas geralmente
apresentam maior condutividade do que aquelas com a utilização de areia pura.
Os Propantes cerâmicos conseguem resistir à maiores tensões. Estes materiais
granulares possuem em sua constituição química elevado teor de alumínio (extraído da
bauxita) e também teores, mais baixos, de sílica e argila. Podem-se obter dois tipos de
propante cerâmico de acordo com a composição da bauxita: Propantes cerâmicos de
resistência intermediária (ISP – Intermediate Strength Proppants), e Propantes cerâmicos de
resistência elevada (HSB – High Strength Bauxite) também chamados de Bauxita.
Os ISP resistem à tensões de confinamento de até 10.000 psi, enquanto que a
Bauxita suporta tensões superiores a 10.000 psi. A figura 3.11 mostra as curvas de
permeabilidade versus a tensão de fechamento efetiva.
A condutividade é mais particularmente dependente de fatores como:
63
i. Granulometria do propante
ii. Esfericidade e Arredondamento
iii. Resistência ao esmagamento
3.3.6.1. A GRANULOMETRIA DO PROPANTE
O critério de granulometria do agente de sustentação deve estar dentro da faixa de
especificação. De acordo com as normas API RP 56 e 60, um mínimo de 90% das amostras
de areia deve cair entre os tamanhos de peneira designados, que são 6/12, 12/20, 20/40,
etc., ou não mais de 0,1% da amostra total de areia no ensaio deverá ser maior do que o
tamanho da primeira peneira e não mais de 1,0 por cento deve ser menor do que o tamanho
da peneira final, como mostra a tabela 3.1.
Tabela 3.1 - Granulometria do propante
Tamanho da Abertura da Peneira (micrômetros)
3350/ 1700
2360/ 1180
1700/ 850
1180/ 600
850/ 425
600/ 300
425/ 212
212/ 106
Tamanho do Propante
b b a b a b a b
Denominação 6/12 8/16 12/20 16/30 20/40 30/50 40/70 70/140
Conjunto de Peneiras Recomendadas para teste
4 6 8 12 16 20 30 50
6 8 12 16 20 30 40 70
8 12 16 20 30 40 50 100
10 14 18 25 35 45 60 120
12 16 20 30 40 50 70 140
16 20 30 40 50 70 100 200
Pan Pan Pan Pan Pan Pan Pan Pan
a - Tamanho primário do propante b - Tamanho alternativo do propante
Fonte: Modificado de Economides (1989).
3.3.1.1. ESFERICIDADE E ARREDONDAMENTO
A forma apresentada pelo material granular influencia a permeabilidade que a fratura
pode fornecer. Os propantes são comumente classificados quanto ao seu arredondamento e
sua esfericidade. O arredondamento representa o quanto pontiaguda é a borda do material,
sendo assim, quanto maior o arredondamento, menos pontiagudo é o grão. Já a
64
esfericidade é definida pelo grau de semelhança do propante a uma esfera, quanto maior a
esfericidade, mais o material granular se assemelha a uma esfera. A respeito da seleção do
tipo de propante, é desejado um material que apresente grande arredondamento e
esfericidade, já que este formato auxilia a distribuição das tensões exercidas sobre o
material granular, de modo que as mesmas atuam de maneira mais uniforme sobre o pacote
de propantes.
A concentração de propantes ao longo da fratura está diretamente relacionada com a
condutividade da mesma. O termo concentração de propantes está relacionado à massa do
material granular por unidade de área da fratura sustentada. Sendo assim, quanto maior a
concentração de propantes na fissura, melhor estruturado será o pacote de propantes
formado, fornecendo à fratura a permeabilidade desejada para o posterior escoamento de
hidrocarbonetos. No entanto, a concentração de material granular excessiva ao longo da
fratura podem trazer malefícios, já que os grãos podem se desintegrar em função da
compressão sofrida pela formação rochosa. A figura 3.11 demonstra a condutividade da
fratura em função da concentração de propantes e da tensão de fechamento da rocha.
Como foi visto anteriormente em outros gráficos, a condutividade da fratura tende a decair
conforme o aumento da tensão de fechamento da formação.
Figura 3.11 - Curvas de permeabilidade para cada tipo de propante Fonte: Economides (1989).
65
A questão do transporte e da distribuição dos propantes ao longo da fratura está
intimamente ligada com a densidade do material granular. Quanto maior for a densidade de
determinado propante, maior será sua tendência à acomodação nas partes inferiores da
fratura. Geralmente a elevada densidade está relacionada a propantes de elevada
resistência mecânica. Sendo assim, o processo de fraturamento que utiliza estes tipos de
agentes de sustentação envolve maiores dificuldades relacionadas ao transporte e
acomodação de propantes.
Para contornar este problema, podem-se utilizar aditivos junto ao fluido de
fraturamento, citados anteriormente, e/ou aumentar a taxa de injeção de propante,
resultando em um período de acomodamento dos grãos menor e, consequentemente, em
uma menor sedimentação.
Durante a seleção de propantes, deve ser analisada tanto a massa específica dos
grãos quanto a massa específica aparente. A primeira está relacionada com a massa por
unidade de volume dos grãos em si, enquanto a segunda leva em consideração o volume do
pacote de propantes formado, incluindo os espaços vazios entre os mesmos. A massa
específica é normalmente utilizada para cálculos da quantidade de slurry (mistura de
propante com fluido de fraturamento) que deve ser injetado para um determinado volume de
fratura. Já a massa específica é comumente utilizada para estimativas do período de
sedimentação do propante (quanto tempo o mesmo leva para se acomodar no interior da
fratura).
Figura 3.12 - Caracterização dos grãos a partir do fator de forma de Krumbein.
Fonte: archive.carboceramics.com.7
7 Disponível em: http://archive.carboceramics.com/English/tools/topical_ref/tr_physical.html
4. SHALE GAS - O DESENVOLVIMENTO AMERICANO E PERSPECTIVAS BRASILEIRAS
O shale gas, também chamado de gás de folhelho, é uma fonte de gás não
convencional que revolucionou a matriz energética americana na última década. Atualmente
o gás natural ocupa uma parcela importante na matriz energética estadunidense com 26%
do total de energia utilizada no país em 2012, como mostra o gráfico 4.1 .
Gráfico 4.1 - Matriz Energética dos Estados Unidos Fonte: Elaboração própria a partir de Annual Energy Outlook 2013 (EIA)
Os Estados Unidos são hoje os pioneiros na exploração comercial deste insumo
ocupando a ponta dos países produtores de gás natural com 681,4 bilhões de m³ produzidos
em 2012, sendo este volume referente a 20,4% do total mundial. A produção de gás
americana teve um crescimento médio de 5,3% nos últimos três anos, e esta oferta
abundante teve forte influencia na redução de preço e consequente aumento da participação
do insumo da matriz americana.
No Brasil as reservas não convencionais mapeadas são consideradas significativas e
demonstram potencial para desenvolver o mercado fora da região costal, interiorizando
assim o gás natural já que estas reservas são localizadas em terra (onshore). Segundo
BNDES (2013), os campos que trazem a promessa de pontecial significativo de gás de
folhelho são Perecis, São Francisco, Parnaíba, Paraná e Recôncavo.
26%
8%
1% 8% 20%
36%
Gas Natural
Biocombustíveis
Fontes Renováveis (exceto biocombustíveis)
Nuclear
Carvão
Petróleo
67
Este capítulo aborda o processo de evolução da produção do shale gas nos Estados
Unidos, desde o início até os motivos que levaram a esta revolução no cenário de gás
natural americano, assim como as perspectivas de entrada do gás folhelho na produção
brasileira.
4.1. O SHALE GAS E OS ESTADOS UNIDOS
É um fato que o mercado norte americano vem obtendo o maior avanço na
exploração, desenvolvimento e produção do gás de folhelho nos últimos anos, o que levou o
preço deste insumo à redução e aquecimento do mercado interno de energia. O shale gas
foi o grande responsável pelo aumento da oferta de gás nos Estados Unidos, entretanto, é
importante mencionar que as outras fontes deste energético, também consideradas
atualmente não convencionais, marcam presença neste âmbito com notável produção, como
o tight gas por exemplo.
Esta nova oferta não convencional vem impactando o mercado americano, pois tem
intensificado o uso de gás natural na matriz energética, criando oportunidades competitivas
para as indústrias dependentes do gás como matéria-prima.
Como mostrado na tabela 4.1, os Estados Unidos possuem o segundo maior volume
de reservas tecnicamente recuperáveis com 13% do total mundial, atrás apenas da China
que possui 19,25%.
Porém, no que se refere à produção, os norte americanos exercem a liderança, pois
iniciaram a produção do shale gas já há algumas décadas, mas foi a partir dos anos 2000
que a produção começou a se expandir rapidamente, crescendo cerca de 45% ao ano entre
2005 e 2010, quando atingiu 141 bilhões de m³. A produção somada de todos os tipos de
gases não convencionais atingiu a casa dos 358 bilhões de m³ em 2012, segundo o relatório
da Agência Internacional de Energia (IEA, 2012).
4.1.1. FATORES QUE INDUZIRAM O DESENVOLVIMENTO DA EXPLORAÇÃO DO SHALE GAS
Por muito tempo o pensamento na indústria de gás natural era de que o gás de
folhelho era irrecuperável devido à profundidade da rocha e sua baixíssima permeabilidade
(Holland, 2010). Portanto, para viabilizar comercialmente a sua exploração, era necessário
aumentar a permeabilidade da zona de produção, para que o fluido desejado pudesse ser
68
produzido em larga escala. Sendo assim, dois avanços tecnológicos foram fundamentais: a
perfuração horizontal e o fraturamento hidráulico.
Tabela 4.1 - Estimativas das Reservas Mundiais de Gás Natural.
País Reservas de gás natural comprovadas (trilhões
de m³)
Reservas de gás de folhelho tecnicamente recuperáveis
(trilhões de m³)
Europa
França 0,01 5,10
Alemanha 0,18 0,23
Holanda 1,39 0,48
Noruega 2,04 2,35
Reino Unido 0,25 0,57
Dinamarca 0,06 0,65
Suécia - 1,16
Polônia 0,16 5,29
Turquia 0,01 0,42
Ucrânia 1,10 1,19
Lituânia - 0,11
Outros 0,08 0,54
América do Norte
Estados Unidos 7,71 24,40
Canadá 1,76 10,98
México 0,34 19,28
Ásia
China 3,03 36,10
Índia 1,07 1,78
Paquistão 0,84 1,44
Oceania
Austrália 3,11 11,21
África
África do Sul - 13,73
Líbia 1,55 8,21
Tunísia 0,07 0,51
Árgélia 4,50 6,54
Marrocos 0,00 0,31
Saara Ocidental - 0,20
Mauritânia - -
Continua
69
Continuação
País Reservas de gás natural comprovadas (trilhões
de m³)
Reservas de gás de folhelho tecnicamente recuperáveis
(trilhões de m³)
América do Sul
Venezuela 5,06 0,31
Colômbia 0,11 0,54
Argentina 0,38 21,91
Brasil 0,37 6,40
Chile 0,10 1,81
Uruguai - 0,59
Paraguai - 1,76
Bolívia 0,75 1,36
Total das áreas acima 36,07 187,47
Total do mundo 187,10
Fonte: BNDES (2013).
As aplicações destas duas técnicas combinadas foram de grande importância e
decisivas para viabilizar o aumento da produção deste gás. Este fato pode ser apreciado a
partir do gráfico 4.2 que relaciona o aumento da produção com o aumento das perfurações
de poços horizontais no campo de Barnnet Shale, localizado na Bacia de Bend Arch-Fort
Worth.
É importante dizer que ambas as técnicas de exploração já existiam e estavam bem
consolidadas ao longo dos últimos anos. A grande inovação foi a aplicação da combinação
de ambas e também os ajustes feitos nos fluidos de fraturamento, onde deveriam se
adequar às condições características da rocha de folhelho.
Segundo o BNDES (2012), o aumento da produção americana resultou de diversos
aspectos políticos, institucionais, econômicos, ambientais, geográficos e tecnológicos que
viabilizaram a extração do shale gas. O país tinha a necessidade de aumentar o suprimento
de gás para que pudesse garantir sua segurança energética, e assim reduzir a dependência
do fornecimento do gás externo; além disto, o apoio do governo no incentivo à exploração e
à produção, o elevado nível dos preços do gás na última década, a localização das reservas
próximas à infraestrutura de escoamento que já existia, a obrigação de atingir as metas de
redução da emissão de gases do efeito estufa e a combinação de avanços nas tecnologias
de produção supracitadas tornaram possível a formação de um ambiente que pudesse atrair
os investimentos para o setor de exploração e produção não convencional no país. A seguir
70
serão abordados alguns dos fatores que viabilizaram o aumento da produção do gás de
folhelho nos EUA.
Gráfico 4.2 - Incremento da produção de gás natural em Barnett Shale entre 1990 e 2010. Fonte ANP (2012).
4.1.1.1. A SEGURANÇA ENERGÉTICA
A Agência Internacional de Energia (IEA em inglês) define a segurança energética
como uma disponibilidade física ininterrupta por um preço que é acessível, respeitando as
preocupações ambientais.
Para garantir a segurança do setor energético nacional, a política energética
americana buscou, historicamente, os seguintes objetivos (BNDES, 2012):
i. Aumento das reservas e preservação da produção nacional de modo a
viabilizar a indústria petrolífera interna. Este aspecto só é viável em situações
as quais o preço do petróleo esteja acima do custo de produção nacional;
ii. Garantia de acesso às reservas fora do território americano para empresas
nacionais, o que é facilitado por preços do petróleo mais baixos;
iii. Garantia do abastecimento externo.
No que tangencia o aumento das reservas nacionais, a diversificação das fontes de
energia caminha em direção à procura de novas fronteiras exploratórias não convencionais
e offshore (águas profundas e ultraprofundas), as quais normalmente se tem maior custo de
71
exploração e produção e, portanto, é dependente de preços de petróleo e gás acima de
determinados níveis para que então seja viável.
O preço do petróleo é um assunto um tanto quanto delicado, pois o mesmo está
bastante atrelado à capacidade de oferta dos países da OPEP, os quais utilizam estratégias
de controle de produção para manipular os preços, manter o suprimento e suas rendas
petrolíferas.
Historicamente, os países-membros da OPEP oscilavam a sua capacidade de
produção para acomodar as pressões de demanda e assim controlar os níveis de preços do
insumo, tendo a Arábia Saudita função fundamental nessa estratégia, já que desempenhava
o papel de produtor de última instância (swing producer).
Nos últimos anos, os países-membros da OPEP não vêm realizando investimentos
significativos para aumentar a sua capacidade de produção, fato que torna os preços mais
voláteis e sujeitos a limitações de oferta ou, então, aumentos de demanda. Logo, esta
realidade aumenta a percepção de vulnerabilidade da oferta de insumo e,
consequentemente, o risco à segurança energética americana. Sendo assim, os Estados
Unidos vêm buscando maior coordenação com a OPEP, com o objetivo de manter o nível de
preços do petróleo compatível com os novos custos de produção da indústria, cada vez
mais elevados em função da busca americana pelas fontes não convencionais e exploração
do óleo no Alaska.
4.1.1.2. INCENTIVOS À EXPLORAÇÃO
Os Estados Unidos vem empenhando esforços para desenvolver tecnologias para
extração do gás de folhelho desde a década de 1970, apoiando atividades de P&D
(Pesquisa e Desenvolvimento), concedendo incentivos fiscais, ou formando parceria com a
iniciativa privada (empresas e universidades) para compartilhar custos de projetos.
Este apoio governamental tem uma grande importância geopolítica, a partir do
momento em que se há uma oferta de gás abundante a ser explorada, a necessidade de
importação do insumo diminui refletindo diretamente no poder de barganha de outros países
produtores e fornecedores de gás, tais como Rússia, Venezuela e Irã, sobre os Estados
Unidos.
Segundo o BNDES (2012), esse apoio teve importantes marcos nas três últimas
décadas, tais como:
72
i. Projetos de demonstração - parcerias entre universidades e empresas
privadas na Pensilvânia e Virgínia Ocidental em conjunto com o
Departamento de Energia (DOE - Department of Energy) que iniciaram
modelos experimentais de perfuração nos campos do Leste (Eastern Gas
Shale Projects);
ii. Perfuração horizontal - a antiga MERC (Morgantown Energy Research
Center), atual NETL (National Energy Technology Laboratory), com seus
engenheiros Joseph e William, patenteou o que seria o início de uma técnica
de perfuração direcional, o que levou ao desenvolvimento posterior da
perfuração horizontal. Este fato tornou a recuperação de gás mais eficiente
(Trembath et al., 2012);
iii. Brocas de perfuração - uma grande inovação veio da parceria entre a General
Electric e o DOE no avanço da tecnologia das brocas. As brocas de diamante
(Diamond-studded bits) provaram ser mais efetivas na perfuração em folhelho
que as brocas convencionais;
iv. Prospecção - por causa da geologia peculiar do folhelho, foi necessário que
se avançasse a tecnologia de prospecção, e nesse sentido, o
desenvolvimento das pesquisas de sísmica 3D e o aumento da capacidade
de processamento dos dados coletados desempenharam papel fundamental
neste processo de mapeamento das áreas produtoras, a fim de identificar
melhores reservatórios e reduzir o risco associado à atividade;
v. Incentivos fiscais - em 1980 o congresso criou a Section 29, que incentivava a
produção de gás não convencional provendo subsídio de US$ 0,50 por cada
mil pés cúbicos de gás natural produzido de fonte não convencional. Este
subsídio durou até 2002, quando Mitchell Energy alcançou produção de nível
comercial no Campo de Barnett (Trembath et al., 2012);
Há também outro incentivo fiscal relevante para as empresas da indústria de óleo e
gás que permite os produtores a deduzirem seus gastos com exploração e desenvolvimento
da alíquota efetiva do imposto de renda. Estes gastos, denominados custos intangíveis de
exploração e desenvolvimento, é um conjunto de gastos necessários para os serviços
geológicos, de perfuração e de preparação dos poços para a produção, incluindo salários,
combustíveis, suprimentos diversos para E&P (exploração e produção) e construção de
infraestrutura de escoamento (limpeza de terreno, construção de estradas, tanques,
gasodutos, etc.).
73
Esta lei beneficia as atividades exploratórias de shale gas, pela quantidade de poços
perfurados e pela infraestrutura associada. Como exemplo, segundo Zachary Mider et al.
(Bloomberg, 2012), no caso da Chesapeake Energy Corp, o lucro apurado pela empresa em
função das atividades exploratórias do gás de folhelho foi de US$ 5,5 bilhões, pagando
apenas US$ 53 milhões de imposto, representando 0,96% do lucro bruto. Caso não
houvesse tal incentivo, a empresa teria que repassar 35% (alíquota do imposto de renda nos
Estados Unidos) para os cofres públicos, o que daria US$ 1,9 bilhão para o governo
americano.
4.1.1.3. PREÇOS E CUSTOS DE PRODUÇÃO
A elevação dos preços do gás natural nos anos 2000 foi fundamental para viabilizar a
procura por novas fronteiras exploratórias offshore e não convencionais, possibilitando a
exploração e produção do shale gas.
De acordo com o gráfico 4.3, pode-se observar que no período entre 2004 e 2009,
em que se verificou o boom na produção de gás do folhelho nos Estados Unidos, os preços
do gás natural estiveram na faixa de US$ 6-8/MBTU com picos de até US$ 14/MBTU,
segundo ANP (2012).
Gráfico 4.3 - Comportamento dos preços do gás natural nos EUA, de 2000 a 2012. Fonte: ANP (2012).
A elevação nos preços do gás fez com que as operações relacionadas à exploração
de gás natural se tornassem mais lucrativa, tanto em termos absolutos (quando comparadas
às operações de petróleo), quanto em termos relativos (quando comparadas ao gás
convencional) e isto pode ser explicado, em grande parte, pelas próprias condições de
74
produção doméstica, que estavam em declínio entre 2000 e 2004, frente à demanda
aquecida, como pode ser visto no gráfico 4.4.
Um fato importante da realidade da produção de gás de folhelho é a taxa de declínio
de produção acelerada que os poços possuem, de 63% a 85% já no primeiro ano de
produção, tornando necessária a criação contínua de novos poços para manter ou ampliar a
produção, o que é distinto do comportamento dos projetos convencionais. Segundo dados
de Hughes (2011), 33 mil poços foram perfurados entre 2006 e 2008 e outros 20 mil em
2011.
Gráfico 4.4 - Comportamento da produção e demanda de gás natural nos EUA de 2000 a 2012. Fonte: ANP (2012).
4.1.1.4. INFRAESTRUTURA
A estrutura de escoamento de gás natural já presente nos Estados Unidos também
serviu para impulsionar o desenvolvimento da produção de shale gas. A malha de transporte
estava já desenvolvida e o mercado consumidor bastante consolidado, o que favoreceu o
escoamento da produção para o consumo sem que grandes investimentos fossem
realizados. A figura 4.1 mostra a malha de gasodutos americana e suas principais áreas de
exploração de shale gas.
De acordo com a figura 4.1, as principais áreas de exploração do último ano
(Marcellus e Haynesville) estão localizadas em regiões onde há intensidade de malha de
transporte e, consequentemente, há maior facilidade de escoamento da produção. Além
disto, deve-se salientar que o acesso às malhas de gasodutos é simples e rápido, dado que
75
o mercado de gás natural no país é liberalizado, havendo competição entre os agentes dos
diferentes segmentos do mercado.
Figura 4.1 - Malha de gasodutos dos EUA Fonte: ANP (2010).
Antes da produção massiva do shale gas, o padrão geográfico produtivo era
diferente, com concentração no Golfo do México. Com a descoberta do potencial econômico
das reservas de gás não convencional, este padrão foi modificado na direção das novas
fronteiras exploratórias. Esta mudança será cada vez mais relevante à medida que a
produção do campo de Marcellus for expandida.
De acordo com o MIT (2011), com o aumento da produção e de mercado
consumidor, a atual linha de escoamento deverá demandar investimentos relevantes.
Considerando-se as projeções oficiais para a expansão da produção, estima-se que serão
necessários de 30 a 60 mil milhas a mais de gasodutos. Além disto, serão necessárias
capacidades adicionais de estocagem de 370 a 600 bilhões de m³ e investimentos na
capacidade de processamento de gás. A tabela 4.2 mostra os investimentos futuros para a
infraestrutura de gás nos EUA.
76
4.1.1.5. MOTIVAÇÃO AMBIENTAL
Quando se relaciona a produção do gás de folhelho, é necessário que se discuta
dois pontos que caminham em direções opostas em relação ao tópico do Meio Ambiente: a
redução das emissões de CO2 pelo uso do gás natural como fonte de energia e os possíveis
de impactos ambientais devido à sua produção. Este último será abordado no item 4.1.2.
Aspectos Ambientais.
Tabela 4.2 - Investimentos esperados em infraestrutura de gás natural nos Estados Unidos até 2030.
Região Transporte Armazenamento Escoamento Processamento GNL Total (%)
Canadá 33,0 0,4 1,2 1,0 - 35,6 17
Ártico 24,0 - 1,0 3,5 - 28,5 14
Sudoeste 27,6 1,3 4,2 7,5 0,4 41,0 20
Central 24,8 0,2 0,7 4,8 - 30,5 15
Sudeste 15,4 1,4 0,4 2,3 1,3 20,8 10
Nordeste 10,1 1,0 2,3 1,6 - 15,0 7
Meio-Oeste 12,9 0,4 0,2 - - 13,5 6
Oeste 8,7 0,5 0,1 1,0 - 10,3 5
Offshore 6,3 - 7,8 - - 14,1 7
Total 162,8 5,2 17,9 21,7 1,7 209,3
(%) 78 2 9 10 1
Fonte: BNDES (2013).
A redução das emissões de gás carbônico (CO2) também foi umas das motivações
para o investimento realizado na exploração e produção do gás de folhelho. Os Estados
Unidos vem substituindo o uso do carvão mineral pelo gás natural na geração de energia há
alguns anos. Entre 2000 e 2008 foram adicionados cerca de 120 GW (Gigawatts) de
capacidade termoelétrica a gás em ciclo combinado no país.
Devido à necessidade dos países reduzirem as emissões de gás de efeito estufa, a
regulação ambiental tende a ser mais rígida nos próximos anos, abrindo espaço para o
aumento do uso do gás natural na matriz energética americana. De acordo com pesquisas
da National Petroleum Council (NPC), estima-se a substituição da capacidade instalada de
térmicas a carvão entre 12 e 101 GW até 2020 (6% do total de geração de energia dos
EUA)
Na comparação do impacto causado pela combustão do gás natural e carvão, deve-
se ressaltar que o processo de produção e transporte do gás natural é emissor de metano
77
(CH4) na atmosfera, devido aos vazamentos deste processo e abertura das válvulas de
alívio dos tanques pressurizados (fator de segurança). O CH4 é causador do efeito estufa,
sendo cerca de 20% mais agressivo que o próprio gás carbônico. Portanto é de grande
importância minimizar a emissão do metano durante o processo.
Estimativas da Environmental Protection Agancy (EPA) apontam que as emissões
por BTU de gases causadores do efeito estufa, considerando todo o processo de produção,
transporte e combustão, são cerca de 35% inferiores às emissões do carvão mineral.
Segundo NPC (2011), as emissões das térmicas a gás natural são cerca de 50 a
60% inferiores às térmicas a carvão. As estimativas ainda consideram que a eficiência das
plantas antigas a carvão gira em torno de 30%, enquanto as plantas mais novas possuem
uma eficiência média de 38%, como demonstra o gráfico 4.5.
Gráfico 4.5 - Emissões de gases de efeito estufa - gás natural x carvão.
Fonte: BNDES (2013).
4.1.1. ASPECTOS AMBIENTAIS
Logo no início, o shale gas foi visto pelos ambientalistas como uma solução
alternativa para a geração de energia a partir do carvão mineral, por registrar menores
emissões de gás estufa, como citado anteriormente.
78
Entretanto, este apoio foi majoritariamente retirado quando começaram a surgir os
indícios de impactos ambientais associados ao crescimento das atividades de produção do
gás. Suspeitas estas que foram suficientes para que restrições fossem aplicadas à atividade
de fraturamento hidráulico em alguns locais dos Estados Unidos.
Segundo MIT (2011), os riscos potenciais dos estágios de construção dos poços
para produção são:
i. Contaminação de aquíferos subterrâneos com fluidos de perfuração ou gás
natural durante a perfuração e o assentamento do revestimento em zonas
mais rasas;
ii. Derramamentos na superfície de fluidos de perfuração, fluido de fraturamento
e água de processo que retorna do poço após o fraturamento e início da
produção;
iii. Contaminação devido ao descarte inapropriado da água produzida
proveniente do fraturamento;
iv. Utilização excessiva de água durante o processo de fraturamento hidráulico;
v. Excesso de tráfego de caminhões nas estradas e impacto na qualidade do ar.
O processo de fraturamento hidráulico em si apresenta risco mínimo para as zonas
superficiais de aquífero, pois múltiplas camadas de cimento e revestimento protegem essas
zonas enquanto o fluido de fraturamento é bombeado da superfície até a área do folhelho,
onde está presente o gás.
Esta proteção é testada durante o processo de cimentação dos revestimentos, bem
antes que a atividade do fraturamento tenha início. Uma vez que o processo da fratura se
inicia, a grande distancia entre a zona de produção e a zona contendo água potável irá
prevenir que haja este contato, impossibilitando a contaminação deste aquífero pela prática
de abertura das fraturas. É importante dizer que os aquíferos mais próximos à zona de
produção possuem um nível muito alto de salinidade, tornando o seu uso, para fins
domésticos, impraticável. A tabela 4.3. Mostra a distancia entre algumas formações
contendo shale gas e seus aquíferos mais próximos.
Mesmo no campo de Marcellus, em que são feitas as fraturas de maior extensão do
território americano, a distância entre o topo da fratura e a região aquífera é bastante
expressiva, conforme ilustra o gráfico 4.6.
79
Tabela 4.3 - Distância entre maiores reservatórios de folhelhos e seus aquíferos.
Bacia Profundidade do Folhelho (m) Profundidade do Aquífero (m)
Barnett 1981 - 2591 366
Fayetteville 305 - 2134 152
Marcelus 1219 - 2591 259
Woodford 1829 - 3353 122
Haynesville 3200 - 4115 122
Fonte: MIT (2011).
Segundo estudo reportado por MIT (2011), a contaminação de lençóis freáticos com
gás ou fluido de fraturamento representou quase metade dos incidentes registrados na
exploração de gás onshore em território americano no período de 2005 a 2009, não sendo
possível, até o momento, estabelecer nexo causal dos incidentes ocorridos com a atividade
de fraturamento hidráulico. Outras causas podem ser apreciadas na tabela 4.4.
Gráfico 4.6 - Distância das fraturas ao aquífero em Marcellus Shale
Fonte: BNDES (2013).
O vazamento de gás natural ou mesmo do fluido de perfuração para o interior dos
aquíferos podem ser causados por três fatores provenientes da fase de perfuração do poço:
80
sobrepeso da lama usada durante a perfuração, levando a mesma a percolar pelos
caminhos naturais da rocha contendo a água; o encontro com um bolsão de gás não
esperado, fazendo com que este gás migre para o aquífero pela comunicação criada pelo
poço; e a má qualidade da cimentação dos revestimentos da zona do aquífero.
O processo de perfuração e completação de poços trabalham com o manuseio de
grandes quantidades de barris de fluido na superfície da locação, em particular fluido de
perfuração e fraturamento. Sabe-se que estes fluidos possuem aditivos que variam de
acordo com a formação geológica que será trabalhada e, por serem considerados como
segredo estratégico das empresas, a composição exata destes fluidos não são de
conhecimento aberto. Entretanto, as mesmas vêm adotando postura cada vez mais
transparente em função da constante pressão dos reguladores e da opinião pública. Sabe-
se que, tipicamente, este fluido é composto por 94,62% de água, 5,24% de areia (propante)
e aditivos químicos como lubrificantes (0,05%), antimicrobianos (0,05%), ácido clorídrico
(0,03%) e inibidores de depósito (0,01%).
Tabela 4.4 - Incidentes mais reportados envolvendo perfuração de poços de gás.
Tipo de incidente Números
reportados Parcela
Contaminação do lençol freático por gás natural ou fluido de perfuração
20 47%
Derramamentos na superfície da sonda 14 33%
Problemas por descarte indevido da água de processo 4 9%
Volume de água utilizada 2 4%
Qualidade do ar 1 2%
Blowouts 2 4%
Fonte: MIT (2011).
Deste processo, pequenos derramamentos podem acontecer como resultado de
falha de equipamentos como bombas, mangueiras e possíveis transbordamentos de
tanques e da superfície do poço. O problema acontece quando o volume destes
derramamentos é suficiente para contaminar os lençóis freáticos da região. Esta questão
não esta especificamente associada ao processo de fraturamento e evitar estes
derramamentos é parte comum do comportamento de boas práticas de boas empresas da
indústria petrolífera. Cabe, enfim, aos órgãos reguladores estipularem normas e
requerimentos que protejam as reservas de água superficiais contra fatores como
vazamentos e derramamentos.
81
A atividade de fraturamento em si é um processo de uso intensivo em água.
Segundo MIT (2011), aproximadamente 100 mil barris de água são utilizados por poço,
gerando preocupação nas comunidades locais quanto à disponibilidade para outras
finalidades. Embora a princípio este impacto pareça ter uma grandeza impressionante, o
impacto geral é pequeno quando comparado ao volume total de uso de água regional. O
pior cenário de uso de água acontece em Haynesville, onde as atividades de produção no
folhelho são responsáveis por 0,8% do consumo regional de água. É possível entender esta
proporção para outras regiões a partir da tabela 4.5.
A quantidade de água utilizada na produção do shale gas é baixa quando comparada
a outras fontes de energia. É utilizado um galão de água por cada milhão de BTU de energia
gerado a partir do gás, enquanto são utilizados milhares de galões d'água, em irrigação, por
milhão de BTU na plantação de milho para geração de etanol.
Tabela 4.5 - Comparativo de utilização de água de diversos setores.
Campos Abastecimento
Público Indústria / Mineração
Irrigação Pecuária Shale Gas
Total (Barris/ano)
Barnett (TX)
82,7% 3,7% 6,3% 2,3% 0,4% 11,1
Fayetteville (AR)
2,3% 33,3% 62,9% 0,3% 0,1% 31,9
Haynesville (LA/TX)
45,9% 13,5% 8,5% 4,0% 80,0% 2,1
Marcellus (NY/PA/WV)
12,0% 71,7% 0,1% <0,1% <0,1% 85,0
Fonte: MIT (2011).
Segundo Mantell(2011), na operação de fraturamento, cerca de 10 a 15% da água
utilizada retorna nos dez primeiros dias de produção. Outra grande quantidade também é
expelida durante a produção a curto e longo prazo. Esta água é armazenada em tanques
reforçados para que seja dessalinizada, descontaminada e corretamente descartada, o que
também é feito em outros processos industriais.
As ações atuais apontam para um sentido em que grande parte desta água
retornada seja reutilizada em futuros poços e, desta maneira, busca-se diminuir o consumo
de água e o impacto gerado em seu transporte, tanto para a própria injeção na formação
das fraturas, quanto para seu correto descarte.
82
A reciclagem desta água para reuso envolve separação dos rejeitos por destilação,
sendo este um processo intensivo em uso de energia e demanda uma correta gestão dos
resíduos sólidos. Algumas técnicas utilizadas na gestão desta água são destilação térmica,
sistemas de membrana (osmose reversa), precipitação química e eletrocoagulação.
Entretanto, a prática destas técnicas ainda está em fase de pesquisa e desenvolvimento,
sendo a eficiência da mesma de grande importância para a indústria do shale gas, que hoje
direciona recursos para seu desenvolvimento.
Um problema gerado pela produção do shale gas é o tráfego massivo de caminhões,
o qual, de acordo com MIT (2011), a maior parte desse movimento se deve ao transporte de
água, tanto para o fraturamento quanto para descarte. A indústria também vem procurando
maneiras de mitigar este impacto, seja pelo reuso da água produzida ou então por meio de
instalação de aquedutos.
Em resumo, os aspectos e impactos ambientais advindos das atividades de
exploração de shale gas são relevantes, e incidentes podem ocorrer como resultado de
erros operacionais e más práticas das operadoras. Portanto, uma forte regulação é
importante para garantir a segurança e atendimento aos requisitos ambientais nas
operações dessa indústria.
4.1.2. IMPACTO DO SHALE GAS NO MERCADO AMERICANO
Como dito anteriormente, o gás natural desempenha um papel fundamental na
economia dos Estados Unidos, sendo responsável por 25% da energia primária consumida
no país, atrás apenas do petróleo. De acordo com os dados da ANP (2012), praticamente
todo gás produzido internamente é consumido pelos setores residencial e comercial (34%),
industrial (32%), de geração de energia elétrica (30%) e de transporte, responsável apenas
por 3% do consumo de gás natural.
O volume de gás consumido no país, em 2012, foi de 722,1 bilhões de m³, sendo que
94,3% foram produzidos em solo nacional e os demais restantes importados viam gasodutos
do Canadá e GNL (Gás Natural Liquefeito), segundo dados do BP (2013).
A produção de gás estadunidense é bastante diversa quanto aos diferentes tipos de
gás produzidos, pois, em 2010, a produção convencional e de tight gas representaram
parcelas bem significativas no quadro de oferta interna americano, conforme pode ser
observado no gráfico 4.7. Porém, a produção convencional tende a diminuir nas projeções
futuras, enquanto a não convencional apresenta tendências de crescimento, principalmente
83
pela exploração do gás de folhelho, de forma a compensar as quedas provenientes do gás
convencional.
De acordo com dados do Sumário Estatístico EIA 2012, a produção americana de
gás de folhelho representou 30% da produção total de gás em 2011, aumentando 46% em
relação ao ano anterior. Este aumento se deve ao fato de que a maior parcela veio apenas
da Bacia de Barnett Shale. A tendência era de aumentar, como de fato aumentou, devido a
outros campos como Haynesville e Marcellus.
Gráfico 4.7 - Produção de gás natural nos EUA, de 1990 a 2035. Fonte: ANP (2012).
Sendo assim, este rápido crescimento da produção de shale gas está levando os
Estados Unidos a mudarem significativamente suas perspectivas em relação à oferta de
gás, deixando um cenário dependente do gás externo e passando para um estágio de
autossuficiência, até mesmo com perspectivas de exportação sob forma de GNL. Neste
contexto vale dizer que algumas empresas americanas já estão solicitando autorização do
DOE para exportação de GNL, bem como dando inicio a projetos de construção de terminais
de liquefação de gás natural.
4.1.3. IMPACTO DO SHALE GAS NOS PREÇOS E AS PERSPECTIVAS FUTURAS DA
PRODUÇÃO
O preço do gás natural tem grande influência sob a produção não convencional deste
insumo, isto porque, como foi dito anteriormente, o custo da produção deste tipo de gás é
84
relativamente alto e as quedas na taxa de aquisição já caem no primeiro ano de produção
de forma considerável, como mostra o gráfico 4.8.
Gráfico 4.8 - Curva de produção de campos de Shale Gas e produção acumulada (Milhões de ft³/ano).
Fonte: Sieminski (2013).
Sabendo disto, outro fator importante é que o aumento na oferta de gás natural tem,
e vem tendo, reflexos sobre o nível dos preços do energético nos Estados Unidos. Entre
2004 e 2008, os preços do gás natural nos Estados Unidos atingiram a marca de mais de 13
US$/MMBTU (dólares por milhão de BTU), porém em 2009 com o aumento da produção de
gás, principalmente do shale gas, o preço teve uma grande queda atingindo valores em
torno de 3 US$/MMBTU, também devido à queda do consumo de 2008 para 2009 de cerca
de 1,57% (BP, 2013), em função da crise mundial.
Nota-se que entre 2009 e 2010 o preço do gás natural volta a aumentar. Isto é
justificado pelo aumento da demanda de consumo do energético em função da retomada
pós-crise, quando nesta mesma data o mesmo sofre uma elevação de 5,15%. Os dados
mostram que a queda referente ao intervalo de tempo de 2011 para 2012 é relativa ao
grande aumento na produção, proveniente dos campos de Marcellus e Haynesville
principalmente, o qual pode ser visto no gráfico 4.9. O preço volta a crescer no pós 2012,
pois o consumo vem aumentando consideravelmente desde 2009, encerrando o ano de
2012 no valor de 722,1 bilhões de m³.
85
Gráfico 4.9 - Produção americana de gás de Shale Gas. Fonte: Sieminski (2013).
Pode-se verificar pelo gráfico 4.10 que as estimativas de reservas de gás nos últimos
anos aumentam em 44%, passando de aproximadamente 1600 trilhões de ft³ (45280 bilhões
de m³) para cerca de 2300 trilhões de ft³ (65090 bilhões de m³), de 2009 a 2011, segundo a
EIA. Outras estimativas foram realizadas com base em pesquisas de mercado feitas por
empresas de óleo e gás, e de consultoria, sendo definidos três cenários distintos:
pessimista, moderado e otimista. O cenário otimista estima que as reservas sejam bastante
superiores às estimativas realizadas pela EIA, passando de 3500 trilhões de pés cúbicos.
Tendo em vista que grande parte deste recurso corresponde a gases não
convencionais, em destaque o shale gas, a Agência Internacional de Energia (IEA) realizou
um estudo em que de acordo com o cumprimento ou não de alguns requisitos ambientais,
regulatórios e reputacionais definiriam dois cenários de oferta e consumos de gás: cenário
Regras de Ouro (GR, Golden Rules) e Baixo Não Convencional (LU, Low Unconventional).
Em resumo, no cenário regras de ouro, a oferta do gás se expande de maneira
expressiva, muito devido à produção de gás não convencional. Em contrapartida, no cenário
Baixo Não Convencional, onde as regras gerais não são aplicadas, o desenvolvimento do
mercado de gás não convencional sofre grandes limitações principalmente advindas da
opinião pública e do marco regulatório desfavorável.
86
Gráfico 4.10 - Estimativas de reservas de gás tecnicamente recuperáveis (EUA)
Fonte: BNDES (2013).
Conforme os dados apresentados por IEA (2012), a tabela 4.6 mostra que em 2010 a
produção americana atingiu o marco de 609 bilhões de m³ chegando, em 2035, à
quantidade de 821 bilhões de m³ no cenário GR, principalmente em função do aumento da
produção de shale gas, responsável por 45% do volume total. Nota-se que nestas
circunstâncias, a projeção da produção se mantém sempre crescente, contrariando o que
acontece no cenário LU, que mostra crescimento da produção até 2020 (637 bilhões de m³)
e posterior queda em 2035, passando para um volume produzido de 578 bilhões de m³.
As ofertas de gás impactarão nos preços do gás natural, e desta maneira, terão
comportamentos distintos em cada um dos cenários supracitados. De acordo com a tabela
4.6, pode-se perceber que em ambos os casos o preço do gás sofrerá aumento, sendo este
menor no cenário GR, que apresenta uma taxa de crescimento de 0,6% a.a., chegando em
2035 com 7,1 US$/MMBTU. Já no caso LU, o crescimento dos preços do gás são mais
expressivos atingindo 6,7 e 10 US$/MMBTU, respectivamente em 2020 e 2035, com valor
87
final 40,8% maior que no cenário GR. Este aumento de preço do cenário LU leva a queda de
consumo no pós 2020, citado no parágrafo anterior.
Tabela 4.6 - Estimativa da produção de gás natural e preços por cenário.
Regras de Ouro Baixo Não Convencional
2010 2020 2035 2020 2035
Produção (BCM) 609 726 821 637 578
Não Convencional 358 489 580 383 274
(%) 59 67 71 60 47
Preços (US$/MMBTU) 4,4 5,4 7,1 6,7 10
Fonte: IEA (2012).
4.2. BRASIL: CENÁRIO ATUAL E PERSPECTIVAS FUTURAS
4.2.1. O MERCADO BRASILEIRO DE GÁS NATURAL
No capítulo 2 foi comentado que o gás natural teve grande crescimento na matriz
energética brasileira após os apagões de 2001, saltando de um consumo de 9,4 para 14,1
bilhões de m³ entre 2000 e 2002. O Brasil fechou o ano de 2012 consumindo 29,9 bilhões de
m³, produzindo 77% deste valor. Entretanto, é importante salientar que em 2011, segundo
ANP 2012, cerca de 5,7 bilhões de m³ foram reinjetados (70%) e queimados ou perdidos.
Sendo assim, grande parte do gás consumido no país é importada, 10,5 bilhões de m³ em
2011, dos quais 94% de origem boliviana.
O mercado consumidor brasileiro de gás natural é formado basicamente pelos
setores industrial, residencial e comercial, de transporte, e de geração de energia elétrica.
Em 2011, o setor industrial foi responsável por aproximadamente 40% do gás natural
consumido no país. O gráfico 4.11 apresenta a histórico do consumo de cada setor na última
década.
Do gráfico 4.11 pode-se ressaltar dois pontos importantes. Entre 2007 e 2008 houve
um pico no consumo por parte das termelétricas, devido a problemas que diversas
hidrelétricas tiveram neste período e, assim, as termelétricas tiveram de ser acionadas para
atender a demanda de energia elétrica. Outro ponto de destaque foi a queda do consumo
88
em 2009, ano em que ocorreu a crise mundial. Neste período a queda da demanda foi tão
significante que a Petrobrás reduziu as importações do gás boliviano em cerca de 30%
(ANP, 2012).
Gráfico 4.11 - Consumo de gás natural por setor no Brasil. Fonte: Elaboração própria a partir de Balanço Energético Nacional (2012).
O consumo atual de gás natural no Brasil para geração de energia elétrica gira em
torno de 11% da energia total utilizada para este fim (Gráfico 4.12). As Usinas Termelétricas
(UTE) em geral sofrem grande ociosidade na sua atuação porque a principal fonte de
geração de energia no país são as Usinas Hidrelétricas (UHE), responsáveis por 70,4% da
energia gerada em 2011 (ANEEL, 2011). Consequentemente, as UTE acabam sendo
utilizadas como back up, em momentos em que a estiagem impede que a geração de
energia proveniente das UHE supra a demanda energética brasileira.
Entretanto, a forte dependência sobre uma fonte energética acaba sendo prejudicial,
como aconteceu em 2006, em que na situação supracitada, as termelétricas foram
acionadas para suprir a demanda, porém não puderam atender a solicitação alegando falta
de suprimento de gás natural. Tal circunstancia levou à criação de contratos de Termo de
Compromisso entre a ANEEL e a Petrobras para garantir o futuro fornecimento de gás para
a geração elétrica.
Além da utilização do gás natural como fonte de energia, o mesmo tem seu uso
direcionado como matéria-prima da indústria química em diversos processos como a
produção de ureia, amônia e metanol, o que é chamado de uso não energético. Estes
produtos representam um custo anual de cerca de US$ 1 bilhão, o qual poderia ser
0
2
4
6
8
10
12
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Bilhões d
e m
³
Industrial
Geração Elétrica
Petroquímica
Trasnporte
Residencial / Comercial
89
substituído pela produção doméstica caso a disponibilidade de matéria-prima viabilizasse os
investimentos.
Gráfico 4.12 - Geração de energia elétrica por fonte energética. Fonte: Elaboração própria a partir de Balanço Energético Nacional (2012).
O gás natural é responsável por apenas 10% da energia utilizada na indústria. A
maior fonte de geração de energia neste segmento é a biomassa, que provém 40% da
energia do setor. Isto se explica devido à capacidade da queima do bagaço de cana, além
da lenha e do carvão vegetal. Entretanto o fator principal deste grande volume é o baixo
preço desta fonte energética para as indústrias, pois o bagaço de cana é um subproduto da
produção de etanol. O gás ocupa o último lugar na matriz energética das indústrias, porém
estes 10% utilizados são responsáveis por quase 40% do consumo total de gás (13,38
bilhões de m³) no Brasil, apresentando um crescimento de 9,8% ao ano anterior (BEN,
2012).
O potencial de substituição do gás natural como fonte energética na indústria é baixo
no Brasil, tendo em vista que há grande uso da biomassa, por motivos citados no parágrafo
anterior, e que o país tem uma herança de indústrias baseadas no uso intensivo de
eletricidade, não apenas para uso direto da energia, como nos motores elétricos, mas
também para a geração de calor, por consequência de uma matriz energética baseada em
hidroeletricidade, teoricamente abundante e barata. Sendo assim, embora faça sentido
70,4%
11,2%
7,4%
5,7%
1,6% 4,0%
Total: 117 GW
Hidrelétrica
Gás Natural
Biomassa
Petróleo
Carvão Mineral
Outros
90
econômico à utilização do gás natural, a substituição dos equipamentos é significativamente
custosa e, portanto, esta alteração de fonte energética só é viável com a implantação de
novas unidades industriais.
Desta maneira, o potencial de substituição do gás natural se concentra em
combustíveis como o GLP, o Diesel e, de forma mais direta, o Óleo combustível. Entretanto,
o gás só terá força para concorrência caso haja um direcionamento dos investimentos na
promoção de polos industriais que viabilizem a construção e interiorização da malha de
transporte e distribuição.
4.2.2. INFRAESTRUTURA
A infraestrutura atual de escoamento e transporte de gás natural no Brasil é
composta de 11.757 km de dutos distribuídos ao longo da costa leste brasileira, conforme a
figura 4.2. Mesmo com a integração das redes do Sudeste com as do Nordeste, ainda há
uma superioridade na infraestrutura da região Centro-Sul por conta das reservas mais
próximas e do mercado consumidor mais desenvolvido.
Sabendo que a produção do gás ocorre majoritariamente na plataforma continental e
que os maiores mercados consumidores estão próximos a costa, o sistema de transporte e
escoamento foi construído baseado, estrategicamente, sob estas características. Portanto,
as tentativas de incentivar o uso do gás natural no interior do país demandarão pesados
investimentos em infraestrutura.
Tendo em vista as perspectivas de aumento da demanda de gás natural,
principalmente por parte das termelétricas, unidades de fertilizantes e das refinarias, será
indispensável à expansão da malha de gasodutos e também da capacidade de
processamento de gás natural, a qual hoje é de 96.696 mil m³/dia, segundo ANP (2012).
O Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário do País (PEMAT)
estabelecerá a construção e ampliação de gasodutos para o escoamento de gás natural,
onde serão avaliadas a infraestrutura existente e a necessidade da expansão em função de
estudos de mercados e ofertas existentes, da demanda futura e das perspectivas de
reservas, como as de gás não convencional. No PEMAT as construções e ampliações
estarão previstas para um horizonte de 10 anos contados a partir de sua publicação.
Há dificuldades para execução deste planejamento pela previsão da demanda (em
função das dificuldades relacionadas ao comportamento dos preços das fontes concorrentes
ao gás) e da disponibilidade da oferta. A oferta futura de gás natural no Brasil está
91
relacionada, principalmente, à produção do Pré-Sal e à confirmação dos potenciais das
bacias onshore como a Bacia do São Francisco, Bacia do Parnaíba e Bacia do Paraná,
todas de gás não convencional.
Figura 4.2 - Malha de gasodutos brasileira Fonte: Abegas.org.br
8
Ainda não se tem a certeza do volume de gás natural e nem o quanto que será
reinjetado na produção do Pré-Sal. Quanto aos potenciais não convencionais, as projeções
do PEMAT mostram as avaliações preliminares da ANP para as Bacias de Parnaíba,
Perecis e Recôncavo através da tabela 4.7.
Todavia, estas estimativas ainda são um tanto superficiais, já que se trata de uma
simples proporção volumétrica comparada com o campo de Barnett Shale, que apresenta 30
trilhões de ft³ em 1.196 km³ de rocha.
8 Disponível em: http://www.abegas.org.br/Site/?page_id=842
92
Tabela 4.7 - Estimativas de reservas brasileiras de gás de folhelho por bacia.
BACIA ÁREA (km²)
ESPESSURA MÉDIA (m)
VOLUME ROCHOSO
(km³)
VOLUME RECUPERÁVEL
DE GÁS (Trilhões de ft³)
Parnaíba 64000 40 2560 64
Perecis 99000 50 4950 124
Recôncavo 2000 400 800 20
Fonte: BNDES (2013).
4.2.3. PERSPECTIVAS FUTURAS
4.2.3.1. AUMENTO DA DEMANDA
Um aspecto fundamental para a avaliação da entrada do gás natural, como mostrado
anteriormente, consiste na competição direta com o óleo combustível, e para isto, é
fundamental que se faça uma análise do comportamento dos preços destes insumos. O
cenário adotado pelo PEMAT confere ligeira vantagem para o gás natural devido à
preferência do mesmo em processos industriais que exigem elevado grau de pureza no
produto final, como a fabricação de vidro, determinadas cerâmicas e, principalmente, na
produção de fertilizantes, em que o gás tem papel tanto como fonte de energia quanto como
matéria-prima. Estima-se que, em 2021, o consumo final de gás ultrapasse 65 milhões de
m³/dia, excluindo o consumo referente ao setor energético (MME, 2012)
Para então computar a demanda total, o PEMAT adicionou o consumo final térmico,
o uso no próprio setor energético, a utilização como matéria-prima (refinarias e fertilizantes),
na cogeração e na geração de energia elétrica. Este consumo pode variar em função do
despacho das usinas termelétrica, do carregamento das unidades de processamento de gás
da Petrobrás, ou do fator de utilização das plantas de fertilizantes. Assim sendo, espera-se
que o consumo de cerca de 72 milhões de m³/dia de 2012 aumente em 93% até 2021, dos
quais cerca de 30% serão utilizados em refinarias e unidades de fertilizante para fins não
energéticos, chegando a um volume final de 139 milhões de m³/dia. O PEMAT ainda
considera que haja um nível máximo de despacho para as termelétricas, que em 2021
requereriam em torno de 18 milhões de m³/dia, fundamental para o dimensionamento da
futura infraestrutura. Desta maneira a demanda total de gás poderia atingir um pico de 186
milhões de m³/dia (máxima diária) como mostra a gráfico 4.13.
93
Gráfico 4.13 - Estimativa de consumo total de gás natural no Brasil (milhões de m³/dia) Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 (PEMAT), MME (2012).
4.2.3.2. AUMENTO DA OFERTA
É difícil falar sobre as perspectivas futuras da oferta de gás natural no Brasil em
função das incertezas sobre a produção de gás no Pré-Sal. Como dito anteriormente, ainda
não existe avaliação precisa do real potencial de produção e tão pouco o volume que será
direcionado para a reinjeção, prática de manutenção da pressão do reservatório para
otimizar a produção de petróleo.
As perspectivas do aumento da oferta de gás natural no Brasil se dão basicamente
pela entrada em operação de novos campos basicamente na Região Sudeste, nas Bacias
de Santos, Campos e Espírito Santo. A oferta será então a soma da produção nacional com
a capacidade das importações, sejam elas via GNL ou via GASBOL. A capacidade das
importações está ligada à capacidade das unidades regaseificação de gás natural e da
capacidade de escoamento do gasoduto Brasil-Bolívia. O Brasil hoje possui dois terminais
94
de regaseificação, um em Pecém (CE) e outro na Baía de Guanabara (RJ), com capacidade
para processar, juntos, 21 milhões de m³ por dia.
A produção da Bacia de Campos se mantém estável, apesar da queda de produção
de campos maduros, pois ocorre a compensação em função da entrada de novas
plataformas em Roncador (P55) e Marlim Sul (P56). Já a Bacia do Espírito Santo, que tem
hoje um potencial produtivo de 20 milhões de m³ por dia com os campos Peroá/Cangoá e
Camaruprim, deverá elevar seu potencial para 33 milhões de m³ com a entrada de novos
campos como Canapu e Parque das Baleias até 2015
. A Bacia de Santos, no Pré-Sal, finalizou o ano de 2010 com uma produção de
apenas 1 milhão de m³ por dia, proveniente dos campos de Merluza e Lagosta. Entretanto,
até junho de 2011, lançamento do último Boletim Mensal de Gás Natural da ANP, a
produção atingiu a casa do 3 milhões de m³ diários. A ANP notificou que a produção no Pré-
Sal atingiu, em junho de 2013, a marca de 10,4 milhões de m³ diários. A produção teve
origem em 27 poços localizados nos campos de Baleia Azul, Caratinga, Barracuda, Jubarte,
Linguado, Lula, Marlim, Voador, Marlim Leste, Pampo, Pirambu, Sapinhoá e Trilha.
O PEMAT 2021 estima que ocorra ampliação da participação do gás natural na
matriz energética além dos 10,2% de 2011, pela entrada dos novos campos produtores e da
ampliação da capacidade das Unidades de Regaseificação ou construção de novas
unidades. Estima-se haver grande crescimento na oferta na região Sudeste, como resultado
da produção das bacias do Espírito Santo, Campos e, principalmente, Santos. Este aumento
na produção deverá ter grande parte absorvida pela demanda da própria região Sudeste. A
produção do Espírito Santo deverá suprir a demanda da região Nordeste via integração das
malhas de gasodutos dada pelo Gasene, já que a tendência esperada é de produção
decrescente no próximo decênio e, sendo assim, a mesma será fortemente dependente da
importação de GNL via terminal da Bahia (TRBAHIA), previsto seu inicio de operação para
2014, com capacidade para 14 milhões de m³/dia. É importante salientar que o PEMAT não
leva em consideração a possível produção do gás de folhelho brasileiro, pois ainda há
muitas incertezas quanto à sua capacidade produtiva
5. CONCLUSÃO
A produção comercial de Shale Gas nos Estados Unidos foi possível graças à
utilização das técnicas de perfuração direcional e fraturamento hidráulico. Entretanto, a
produção destes poços atingem quedas de até 80% já nos primeiros anos, o que gera a
necessidade de abertura de novos poços fraturados em regiões do reservatório onde ainda
há gás escoando em baixo fluxo, devido às características do folhelho. Consequentemente,
a viabilidade econômica da exploração do gás de folhelho fica fortemente dependente da
variação dos preços no mercado, uma vez que uma queda dos mesmos poderá tornar a
produção inviável.
Contudo, o Shale Gas vem trazendo euforia ao mercado americano devido à
possibilidade de se tornarem independentes energeticamente, de aumentar a
competitividade da indústria interna, elevar a oferta de empregos e ainda reduzir a emissão
de gases do efeito estufa. De fato as expectativas são tantas que algumas empresas já
pediram autorização para a implantação de terminais de liquefação do gás natural, ou seja,
produção de GNL.
Em busca de um paralelo Brasil x Estados Unidos, o aumento da oferta de gás de
folhelho americana esteve associado a fatores significativos como o incentivo
governamental na redução de impostos e parcerias entre governo, empresas e
universidades no desenvolvimento tecnológico. Além disto, foi fundamental a presença de
um forte mercado consumidor e de uma infraestrutura (transporte, processamento,
armazenamento e distribuição) já existente, bastante densa, integrada e de livre acesso.
No entanto, nota-se que o assunto do gás de folhelho no Brasil ainda é pouco
estudado e precisa passar por amplo desenvolvimento. Na realidade, o gás natural em si
vem tomando seu lugar como parcela importante da matriz energética do país há pouco
tempo. Um passo importante para isto foi a implementação da Lei do Gás em 2009 visto
que, anteriormente, o gás tinha como referencia regulatória a Lei o Petróleo, a qual
considerava o gás natural como um derivado do mesmo e não reconhecia alguns aspectos
específicos do gás natural.
A lei do gás altera de autorização para concessão o sistema de construção de
gasodutos no país e limita em 10 anos o monopólio do transporte do combustível pelos
dutos, entre outros pontos. A grande parte do sistema de gasodutos brasileiro pertence à
Transpetro, subsidiária da Petrobras. Além disso, a empresa domina todas as etapas da
96
cadeia de produção, o que dificulta a entrada de novos produtores devido à concorrência
nos preços finais no produto, sendo a Petrobras dona do sistema de escoamento, este fator
irá pesar na soma do preço final do gás.
Vale ressaltar que a nova Lei do Gás estimula a construção de gasodutos por outros
atores, que não a Petrobras. Mas para que se viabilize a ampliação desta rede, e
consequente capitalização das reservas, é necessário que se estruturem novos polos
industriais consumidores de gás natural distribuídos pelo país.
Finalmente, a produção de Shale Gas no Brasil dependerá do desenvolvimento da
estrutura de transporte ainda concentrada na região costal, além de incentivos fiscais
governamentais, de investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D) e de um
mapeamento mais claro das áreas onde há indícios deste gás, para que se possa ter maior
certeza de seu real potencial. Talvez isto ainda demore, tendo em vista que o Brasil está
focado no desenvolvimento do Pré Sal, que deverá se tornar outra potencial fonte de gás
natural.
O tema do Shale Gas abre diversas oportunidades para possíveis trabalhos futuros,
podendo os mesmos direcionar o seu tema a assuntos mais específicos como a questão
tecnológica da perfuração horizontal no folhelho, assim como o fraturamento hidráulico; o
impacto sócio ambiental trazido pela produção do shale gas nas regiões ao redor dos poços;
e a influência que os incentivos fiscais governamentais tem sobre a introdução de pequenos
e médios produtores na indústria de petróleo e gás.
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