Explotação de Petróleo - Recursos não convencionais

UNIVERSIDADE SANTA CECÍLIA

PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

CESAR PALÁCIOS

CLAUDOMIRO SOUZA NASCIMENTO

FABIANA PORTELA DE LUCCA

PEDRO SALIM NETO

DESAFIOS PARA VIABILIZAÇÃO DA PRODUÇÃO DOS RECURSOS NÃO CONVENCIONAIS

SHALE-GAS; SHALE-OIL; HIDRATOS DE GAS; TIGHT- SANDS

Santos / SP Agosto / 2013

1

UNIVERSIDADE SANTA CECÍLIA

PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

CESAR PALÁCIOS

CLAUDOMIRO SOUZA NASCIMENTO

FABIANA PORTELA DE LUCCA

PEDRO SALIM NETO



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como exigência parcial para obtenção do título de Pós-Graduado (lato sensu) em Engenharia de Petróleo e Gás Natural à Universidade Santa Cecília, sob a orientação do Prof. Ms Alberto da Silva Barroso.

/ SP SantosAgosto / 2013

2

CESAR PALÁCIOS CLAUDOMIRO SOUZA NASCIMENTO

FABIANA PORTELA DE LUCCA PEDRO SALIM NETO



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como exigência parcial para obtenção do título de Pós-Graduado (lato sensu) em Engenharia de Petróleo e Gás Natural à Universidade Santa Cecília.

Data de Aprovação ____ / ____ / ______

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Prof. Ms. Alberto da Silva Barroso

Orientador

Comentários dos Avaliadores:

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RESUMO

Com o aumento da demanda e o declínio da produção de combustíveis fósseis, o grande desafio atual é a produção de gás e óleo de fontes não convencionais como shale-oil, shale-gás, coal bed methane, hidrato de gás, tight sands e outras fontes.

A partir da crise do petróleo de 1973 que resultou em um grande aumento nos preços dos combustíveis, houve um grande impacto econômico em todos os países dependentes dos combustíveis fósseis. OPEP, a organização dos maiores produtores de petróleo, e outras organizações similares, principalmente dos paisee do Oriente, controlavam o de produção e consequentemente o preço dos combustíveis e produtos refinados, políticas de estoque de alguns países que são grandes consumidores também influenciaram a demanda por óleo e gás.

Até o inicio dos anos 80, o petróleo era comercializado com preços à vista; porém durante o começo da década de 80 iniciou-se a comercialização de contratos futuros e opções, justamente devido às fortes flutuações de preços, da taxa de câmbio e juros. Iniciaram-se então pesquisas para extração de petróleo e gás em locais com maior dificuldade de acesso e também a extração oriunda de fontes não convencionais.

Este trabalho tem como objetivo abordar os desafios de produção, tecnologias e aspectos econômicos de quatro fontes não convencionais: shale-oil; shale-gas; hidrato de gás e tight gas sands. Estas quatro fontes estão sendo explotadas e estudadas em alguns países e o Brasil , no momento, está dando mais atenção a estes recursos. A habilidade de explotação de cada um destes recursos depende fortemente da geologia e da tecnologia de explotação disponível. O Brasil tem experiência em explotação de de óleo de folhelho e agora está abrindo novas áreas para explotação de gás de arenito, gás de folhelho e óleo de folhelho. A expectativa é de um avanço rápido na explotação desses recursos nos próximos anos.

PALAVRAS-CHAVE: Gás de Folhelho, Óleo de Folhelho, Hidrato de Gás, Gás de arenito.

4

ABSTRACT

With increasing demand and declining production of fossil fuels, the current challenge is to produce oil and gas from unconventional sources like shale-oil, shale-gas, coal bed methane, gas hydrates, tight sands and other sources .

Since the oil crisis of 1973 that resulted in large increases in the fuel prices, there was a big economic impact in all countries were dependents on fossil fuels. Even developed countries suffered with the increased inflation and exchange rate instability. OPEP, the largest oil and gas producers organization, and others similar organizations, mainly from Eastern countries control the level of production and consequently the prices of fuels and refined products , inventory policies of some countries that are large consumers also influenced the demand for oil and gas.

By the early 80’s, the oil was traded in spot prices, but during the 80’s began the marketing of futures and options contracts, precisely due to strong price fluctuations, exchange rate and interest. Researches for oil and gas with more difficult access and also the extraction from unconventional sources started in latte ‘80s

This work address to the production and technological challenges related to four unconventional sources: Oil-Shale, Shale-Gas, Gas Hydrate and Tight Gas Sands.

These four sources have been exploted and studied in several countries and Brazil are giving more attention to these resources presently. The exploitation ability of each of these resources depend strongly on the geology and the available exploitation technology . Brasil have expertise in oil shale explotation and now are open new exploratory areas for tight gas, shale gas and shale oil. It is expected a fast advance in the exploitation of these resources in the next few years.

KEY-WORDS: Shale-Gas, Shale-Oil, Gas Hidrate, Tight Gas

5

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1 - A pirâmide relaciona reservatórios convencionais e não convencionais com o custo de extração, tecnologia e volume de reserva .......................................13

FIGURA 2 - Diferentes tipos de Reservas de Gás Natural......................................17

FIGURA 3 - Reserva de gás de folhelho tecnicamente recuperável em trilhões de metros cúbicos .......................................................................................................... 18

FIGURA 4 - Volume das principais reservas de gás de folhelho tecnicamente recuperáveis no mundo. ............................................................................................ 21

FIGURA 5 - Principais Bacias Sedimentares Terrestres do Brasil. .......................... 23

FIGURA 6 - Bacia de Neuquina, campo de Vaca Muerta – Argentina .................... 30

FIGURA 7 - Ganho na área de c (All Consulting, 2008) ............................................ 34

FIGURA 8 - Perfuração direcional com 10 a 30 drenos horizontais perfurados a partir de um único local central .................................................................................. 35

FIGURA 9 - Fraturas Artificiais Criadas Pelo Fraturamento Hidráulico .................... 36

FIGURA 10 - Extração de gás por fraturamento. .................................................... 37

FIGURA 11 - Equipamentos utilizados no fraturamento hidráulico. ......................... 38

FIGURA 12 - Maturação do querogênio sugundo seus subtipos ............................. 46

FIGURA 13 - Mapa das bacias de folhelho betuminoso pelo mundo ....................... 49

FIGURA 14 - Folhelho betuminoso minerado das bacias do Brasil , China, Estônia , Alemanha, Russia e Escocia – 1880-2000 ................................................................ 50

FIGURA 15 - Ocorrências de folhelho betuminoso no Brasil .................................... 52

FIGURA 16 - Custos de Produção de Petróleo e Gás Natural .................................. 53

FIGURA 17 - Previsão de produção de óleo nos Estados Unidos até 2040 ............. 55

FIGURA 18 - Diagrama de fluxo da cadeia de produção do folhelho ........................ 58

FIGURA 19 - Fluxograma de produção do óleo de folhelho superficial ..................... 59

FIGURA 20 - Fluxograma de produção do óleo de folhelho in-situ ........................... 59

6

FIGURA 21 - Distribuição em porcentagem da quantidade de hidrocarbonetos na rocha ......................................................................................................................... 60

FIGURA 22 – Sistema GCR ...................................................................................... 63

FIGURA 23 - Processo Petrosix adaptado ................................................................ 65

FIGURA 24 - Paraho II™ – Modo direto Shale Tec ................................................... 66

FIGURA 25 - Paraho II™ – Modo Indireto Shale TecU.S .......................................... 67

FIGURA 28 - Detalhe do processo in-situ da Shell ................................................... 70

FIGURA 30 - Formação cristalina molecular do hidrato de gás ................................ 76

FIGURA 1 - Diagrama de fases pressão x temperatura...........................................79

FIGURA 32 – Curva geotérmica x curva de estabilidade dos hidratos ...................... 79

FIGURA 33 - Estabilidade de hidrato de gás em campos marinho e configuração de permafrost ................................................................................................................. 80

FIGURA 2 - Dados sísmicos e de perfis de poços...................................................82

FIGURA 35 - Estudo sísmico para detecção de hidrato de gás realizado na Margem Pacífica do Canadá ................................................................................................... 82

FIGURA 36 - Exemplo de perfilagem no reservatório de Mallik 5L - 38 - Canadá. . 82

FIGURA 37 - Secção sísmica mostrando um Refletor BSR típico, e o efeito de redução de amplitudes de refletores dentro da zona de estabilidade de hidratos de gás. ........................................................................................................................... 83

FIGURA 38 - Características geofísicas do hidrato de gás de Blake Ridge, costa leste dos EUA, vista em seção sísmica no flanco da estrutura ................................. 83

FIGURA 39 - BSR no Golfo do México examinada pelo USGS multicanal utilizando dados sísmicos recolhidos no Keathley Canyon area, Note-se que O BSR cruza todos as camadas de sedimentos. ............................................................................ 84

FIGURA 40 - Mostra a espessura média de 79,0m de camadas de hidrato de gás na Margem Atlântica do Canadá. O BSR traça um paralelismo com o fundo oceânico. .................................................................................................................................. 84

FIGURA 41 - Equipameto Piston Core ...................................................................... 85

FIGURA 42 - Cristais de hidrato de gás recuperados no fundo oceânico ................. 85

FIGURA 43 - Formas de ocorrência dos hidratos ( nódulos, lentes e matriz ) - Reservatório de Mallik - Canadá ............................................................................... 86

FIGURA 44 - Amostra / testemunho de hidratos ....................................................... 86

7

FIGURA 45 - Outra forma de amostra de hidratos ................................................... 87

FIGURA 46 - Sedimento do fundo marinho composto de bacteria mats e lama. Notar a formação de hidratos de gás em forma de gelo. .................................................... 87

FIGURA 47 - Acúmulo de hidrato de gás coberto por uma fina camada de sedimentos ................................................................................................................ 88

FIGURA 48 – Comparação entre Reservas de Hidratos de Gás x Combustíveis Fósseis Convencionais ............................................................................................. 89

FIGURA 49- Mapa de localização das principais ocorrências de hidratos de gás natural no mundo ...................................................................................................... 89

FIGURA 51 - Localização, profundidade e área potencial das ocorrências de hidratos de gás do Canadá ..................................................................................................... 91

FIGURA 52 - Localização da Bacia de Beaufort junto ao Delta do Rio Mackenzie - Canadá ...................................................................................................................... 91

FIGURA 53 - Vista aérea da tundra em que se encontra o campo de gás de Messoyakha .............................................................................................................. 92

FIGURA 54 - Mapa de localização e seção sísmica transversal à estrutura anticlinal de Blake Ridge .......................................................................................................... 93

FIGURA 55 - Ocorrência e localização de depósitos de hidrato de gás ao redor do mundo. ...................................................................................................................... 94

FIGURA 56 - Plano de produção focado na dissociação in-situ e produção dos poços .................................................................................................................................. 98

FIGURA 57 - Tipos de depósitos de hidratos de gás. ............................................... 99

FIGURA 58 - Teste de produção de um poço ......................................................... 100

FIGURA 59 Completação típica de um poço .......................................................... 101

FIGURA 3 - Exemplo de teste de produção de hidrato de gás, através da injeção de corrente de água quente com dissociação do gás...................................................102

FIGURA 61 - Gráfico comparativo entre os combustíveis fósseis referente a emissões de carbono .............................................................................................. 103

FIGURA 62 - Distribuição global das reservas provadas de gás natural. ................ 108

FIGURA 4- Estatística de consumo mundial de gás natural .................................110

FIGURA 64 - O triângulo de recursos mostra os volumes de reservas convencionais e não convencionais e as diferenças de níveis de tecnologias entre elas .............. 112

FIGURA 65 - BCGA convencional e não convencional ........................................... 113

8

FIGURA 66 - Curva de permeabilidade relativa para o gás. ................................... 114

FIGURA 67 - Ilustração esquemática de relação entre permeabilidade relativa e pressão capilar e fluxos de água e gás ................................................................... 117

FIGURA 68 - Evolução das reservas ,produção e consumo de gás natural no Brasil ................................................................................................................................ 118

FIGURA 69 - Evolução da malha de gasodutos no Brasil ....................................... 118

FIGURA 70 - Evolução e previsão de produção de gás seco nos EUA .................. 121

FIGURA 71 - Estados produtores de tight gás sands nos EUA.............................. 122

FIGURA 72 - Reservas estimadas de tight gas sands ............................................ 122

FIGURA 73 - Estimativa de fontes de energia para as próximas décadas, incluso tight gas sands ........................................................................................................ 124

FIGURA 74 - Estimativa de crescimento para gás natural e as diferentes fontes .. 124

FIGURA 75 - Esquematização de um poço com injeção de água para fraturamento hidráulico em um reservatório tipo tight gas sands ................................................. 125

FIGURA 76 - Configuração de grupos de poços horizontais ................................... 126

FIGURA 77 - Melhoria na relação energia requerida x energia produzida .............. 128

FIGURA 78 - Pirâmide de fontes de gás não convencionais .................................. 129

FIGURA 79 - Balanço de Gás Natural no Brasil .................................................... 133

9

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - As dez maiores reservas de gás de folhelho no mundo. _____________ 17

Tabela 1 - Volume de Gás Natural Convencional e Gás de Folhelho, comprovado e tecnicamente recuperável_____________________________________________20

Tabela 3 - América do Sul - Volume das principais reservas de Gás de Folhelho por País, Bacia e Formação. _____________________________________________ 22

Tabela 2 - Volume de água utilizado por MMBtu de energia produzida por diferentes recursos de energia_________________________________________________40

Tabela 3 - Reservas e Produção de folhelho betuminoso até final de 2008______49

Tabela 6 - Volume Folhelho bruto processado e produção de derivados de xisto 2003-2012 _______________________________________________________ 51

Tabela 7 - Previsão de produção de óleo nos Estados Unidos até 2040 _________ 55

Tabela 8 - Empresas com tecnologia para exploração de óleo de folhelho _______ 57

Tabela 9 - Produção de óleo. __________________________________________ 60

Tabela 4 - Propriedades físicas dos hidratos de gás e do gelo comum_________77

Tabela 11 - Custos de Capital, Operação e Embarcação ___________________ 104

Tabela 12 – Custo demonstrativo de operação de um poço de hidrato de gás ___ 105

Tabela 13 - Resultados obtidos com a aplicação do método Payback para o Brasil ________________________________________________________________ 106

Tabela 14 - Dependência de importação de gás natural ____________________ 110

Tabela 15 - Diferenças de características entre BCGS direto e indireto ________ 115

Tabela 16 - Sumário das características comuns associadas com baixa permeabilidade e BCGAs ____________________________________________ 116

Tabela 17 - Reservas provadas de gás natural, segundo regiões geográficas, países e Blocos Econômicos _______________________________________________120

Tabela 18 - Produção de petróleo e gás natural por operador – 2011 123

Tabela 19 - Custos de Produção ______________________________________ 127

10

SUMÁRIO

RESUMO --------------------------------------------------------------------------------------------------- 3

1. INTRODUÇÃO ------------------------------------------------------------------------------------ 12

2. RECURSOS NÃO CONVENCIONAIS ----------------------------------------------------- 15

2.1. Shale Gas ------------------------------------------------------------------------------------- 15

2.1.1. Geologia e tipo de reservatório .............................................................. 15

2.1.2. Reservas no mundo e Brasil .................................................................. 16

2.1.3. Histórico de produção ............................................................................ 23

2.1.4. Tecnologia de produção atual e desafios tecnológicos ......................... 33

2.1.5. Impactos ambientais causados pelo shale gas ..................................... 39

2.1.6. Brasil e exploração da reserva de shale gas ......................................... 41

2.2. Folhelho betuminoso (shale oil) --------------------------------------------------------- 43

2.2.1. Introdução .............................................................................................. 43

2.2.2. Geologia e tipo de reservatório .............................................................. 44

2.2.3. Reservas no mundo e no Brasil ............................................................. 47


2.2.5. Tecnologia de produção atual e desafios tecnológicos ......................... 56

2.2.6. Impacto da matriz energética no preço do óleo. .................................... 71

2.2.7. Impactos ambientais .............................................................................. 72

2.3. Hidrato de gás ------------------------------------------------------------------------------- 76

2.3.1. Introdução .............................................................................................. 76

2.3.2. Distribuição de hidratos de gás pelo mundo .......................................... 88


2.3.4. Tecnologia de produção atual e desafios tecnológicos ....................... 102

2.3.5. Impacto da matriz energética nos preços do gás ................................ 106

2.4. Tight gas-sands --------------------------------------------------------------------------- 107

2.4.1. Introdução ............................................................................................ 107

2.4.2. Geologia e tipo de reservatório ............................................................ 107

2.4.3. Reservas no mundo e Brasil ................................................................ 107

2.4.4. Histórico de produção .......................................................................... 107

2.4.5. Tecnologia de produção atual e desafios tecnológicos ....................... 138

2.4.6. Impacto da matriz energética nos preços do gás ................................ 138

3. PANORAMA DO MERCADO BRASILEIRO E RECURSOS NÃO CONVENCIONAIS MAIS PROMISSORES -------------------------------------------------- 138

3.1. Mercado do gás natural no Brasil ---------------------------------------------------- 138

11

3.2. Análise econômica das fontes promissoras --------------------------------------- 138

3.3. Mercado do petróleo no Brasil -------------------------------------------------------- 138

4. CONCLUSÃO ----------------------------------------------------------------------------------- 138

5. BIBLIOGRAFIA --------------------------------------------------------------------------------- 138

6. GLOSSÁRIO------------------------------------------------------------------------------------ 150

12

1. INTRODUÇÃO

O aumento na demanda de energia no mundo e o declínio na curva de

produção de óleo e gás de muitos países impulsionou a busca por fontes de energia

em áreas com maior dificuldade de exploração e de maior custo. A eficiência dos

processos de extração e a evolução da tecnologia estão permitindo ultrapassar uma

nova fronteira, a dos hidrocarbonetos não convencionais.

Os recursos não convencionais são hidrocarbonetos (petróleo e gás) que se

encontram em condições que não permitem o movimento do fluido devido a

condição de estarem presos em rochas pouco permeáveis, ou por se tratar de

petróleo com uma viscosidade muito elevada. A sua extração requer o emprego de

tecnologia especial, pelas propriedades do próprio hidrocarboneto e também pelas

características da rocha que o contém.

O cenário político e econômico atual, com o preço do barril de petróleo

acima de $100 permitiu o desenvolvimento de tecnologias necessárias à exploração

das fontes de energia não convencionais. A pirâmide da figura 1 representa o

incremento de custo, volume de reservas e a dificuldade de extração de acordo com

a fonte de energia, bem como a necessidade de empregar tecnologia mais refinada

à medida que se aproxima da base da mesma.

FIGURA 1 - A pirâmide relaciona reservatórios convencionais e não convencionais com o custo de

extração, tecnologia e volume de reserva. ( Repsol , 2013 )

Os recursos de energia não convencionais abordados neste trabalho são:

slale oil and gasi, tight sands e hidrato de gás. Embora existam diferenças entre o

13

comportamento de produção e os mecanismos de transporte que o regem, as

características comuns de todos os recursos não convencionais são: baixa

permeabilidade, necessidade de tecnologia avançada para o desenvolvimento

econômico e baixos fatores de recuperação; relativamente aos recursos

convencionais.

O desenvolvimento tecnológico na extração de gás não convencional tem-se

centrado no aumento do contato entre o reservatório e o poço. Avanços na

perfuração direcional e fraturamento hidráulico mudaram o cenário de baixa

recuperação dos recursos de gás não convencionais para fontes de gás natural

economicamente viáveis.

É notório o crescimento recente da produção de shale gas em alguns

países, como os Estados Unidos, cuja perspectiva de produção se mostra cada vez

mais significante. O Canadá.

O petróleo é um recurso natural que está sendo rapidamente consumido,

grandes esforços estão sendo investidos em procurar fontes alternativas para

substituí-lo. As reservas de oil shale são de extrema importância. Na Austrália,

França e Escócia, o óleo de folhelho tem sido o substituto para fabricação de

produtos derivados do petróleo há algum tempo. E outros países como USA, Brasil,

Argentina, já começaram a buscar esta fonte como alternativa para suprir a

demanda de petróleo que deverá crescer ainda mais nos próximos anos.

Tecnologias têm sido aprimoradas e outras introduzidas para que se possa

obter o folhelho betuminoso a um custo viável, tecnologias como perfuração in-situ

tem sido explorada por 17 empresas nos USA para se chegar à uma matriz de

custos compatível ao mercado atual, outras tantas fazem a explotação da rocha

através da mineração superficial, que por sua vez já vem de longas datas se

aperfeiçoando , como é o caso do processo Petrosix da Petrobras que tem mais de

30 anos de evolução no sistema.

Hoje o mundo conta com uma reserva em torno de 345 bilhões de barris não

convencional de folhelho betuminoso. A Russia aparece em primeiro lugar com uma

reserva de 75 bilhões de barris , seguida dos Estados Unidos com 58 bilhões, o

Brasil aparece em 12º com 5,6 bilhões de barris de petróleo (eia - 2013).

Outra fonte de energia promissora, em fase de estudos e aprimoramento de

tecnologias, é a que ser refere a hidratos de gás.

14

Estima-se que as reservas de hidratos de gás seja três vezes maior que toda

a reserva de petróleo e gás natural no mundo inteiro (Clenell 2000a). Por se tratar

de uma fonte de energia encontrada em grande parte das margens continentais, em

águas rasas (entre 500 e 800 metros ) e também pelo grande volume de reservas,

somada à baixa emissão de CO2 e na ausência de enxofre em sua composição e a

importância do uso do gás metano, fazem esta fonte de energia ser o grande

fornecedor de gás tanto para uso residencial como industrial.

O Japão está à frente na exploração e produção de hidratos seguido pela

Coréia do Sul que vem desenvolvendo desde 2005 um programa de pesquisa em

hidratos de gás e prevê para meados de 2015 a produção comercial do composto.

Países como Japão e Índia com poucos combustíveis fósseis convencionais,

garantem com a explotação do hidrato de gás ,uma fonte de produção interna de

combustível.

Outros países como China, Rússia, Estados Unidos e Canadá estão

investindo em pesquisas sobre os hidratos de gás como fonte alternativa em sua

matriz energética.

Se faz necessário novas buscas por fontes de energia , pois de acordo com o

Energy Outlook 2030, estudo da BP, até 2030 a população que necessitará de

energia aumentará em 1,3 bilhões de pessoas .

15

2. RECURSOS NÃO CONVENCIONAIS

2.1. Shale Gás de Folhelho

2.1.1. Geologia e tipo de reservatório

Entre diversas teorias existentes para explicar a origem do óleo e gás natural,

a mais aceita, atualmente, é a de sua origem orgânica. Existem algumas evidências

de que o petróleo possa ter sido formado pela transformação de matéria orgânica

proveniente da superfície terrestre, a qual foi depositada na forma de sedimentos em

regiões anóxicas (sem oxigênio) no passado geológico. Estas rochas ricas em

matéria orgânica foram denominadas de rochas geradoras.

As rochas geradoras devem ser submetidas às condições adequadas, tempo

e temperatura, para a geração do petróleo (maturação da rocha entre 60° a 120°C) e

gás natural (maturação pode chegar a 200°C).

Para que exista um campo convencional e comercial de petróleo e/ou gás

natural é necessária à existência de uma rocha chamada reservatório, presença de

condições favoráveis à migração do petróleo da rocha geradora até a rocha

reservatório, uma rocha selante ou capeadora e um arranjo geométrico entre estas e

as rochas reservatório que favoreça a acumulação de um volume significativo de

petróleo e/ou gás.

A maior parte do óleo e gás gerado migra para cima através dos poros e

fissuras atingindo, por vezes, a superfície, e ao mesmo tempo pode ficar preso sob

uma barreira de rocha impermeável (reservatórios convencionais de óleo e /ou gás

natural).

No caso do Shaleii Gas, parte ou todo o gás libertado durante a transformação

da matéria orgânica permaneceu armazenado na rocha geradora (folhelho de baixa

permeabilidade). A baixa permeabilidade do folhelho impede a migração do gás para

uma rocha reservatório de maior permeabilidade.

A figura 2 ilustra os diferentes tipos de reservatórios e arranjos geométricos

onde são encontradas reservas de gás natural.

16

O gás pode estar desassociado, presente nas fraturas e macroporos do gás

de folhelho, adsorvido no querogênio em superfície interna ou dissolvido no

querogênio ou betume.

FIGURA 5 - Diferentes tipos de Reservas de Gás Natural (Gás Convencional, gás de folhelho, Tight Gas Sand e gás de carvão). (Fonte: Reporte Total S.A., 2013).

Diferente da acumulação de gás em campos discretos convencionais, a

acumulação de gás saturado em folhelho existe em uma vasta área, fazendo com

que o risco associado à exploração deste recurso seja muito baixo. O gás de

folhelho é caracterizado por ter baixa porosidade (menor que 10%) e baixa

permeabilidade (micro a nano Darcy). O fator de recuperação é baixo, a média do

fator de recuperação do Barnett Shale, um dos mais produtivos campos de gás de

folhelho nos Estados Unidos, é de 8% (Williams 2002).

2.1.2. Reservas no mundo e Brasil

Em abril de 2011, o Departamento de Administração de Informação de

Energia dos Estados Unidos (EIA) divulgou estimativas sobre as reservas

17

tecnicamente recuperáveisiii de gás de folhelho do mundo. Este estudo foi utilizado

como referência para muitos relatórios governamentais dos países que detém

reserva desta fonte de energia.

O estudo de reservas de gás de folhelho elaborado em 2011 pela U.S. Energy

Information Administration (EIA) e Advanced Resources International (ARI) foi

revisado em Junho de 2013iv. Os volumes de gás de folhelho tecnicamente

recuperáveis informados neste trabalho faz-se referência à atualização do relatório

EIA/ARI, de 2013.

As principais reservas de gás de folhelho estão localizadas nos Estados

Unidos, com 32,88 trilhões de m³, seguida da China com 31,57 trilhões de m³ e

Argentina, com 22,71 trilhões de m³. O Brasil aparece como o décimo colocado no

ranking mundial de reservas tecnicamente recuperáveis desse gás, com 6,95

trilhões de m³. A tabela 01 informa as dez maiores reservas mundiais de gás de

folhelho tecnicamente recuperáveis.

Tabela 5 - As dez maiores reservas de gás de folhelho no mundo.( adaptado de EIA/ARI , 2013)

18

O mapa da figura 3 ilustra os países com principais volumes recuperáveis de

gás de folhelho no mundo, em trilhões de m³, e na figura 4 pode-se melhor comparar

a reserva destes países com o uso de cores.

FIGURA 6 - Reserva de gás de folhelho tecnicamente recuperável em trilhões de metros cúbicos (US.Energy Information Administration, 2013).

Os dados de volume de shale gas tecnicamente recuperável podem ser

comparados com o volume da reserva comprovada de gás convencional para os

principais países dotados de reserva de gás de folhelho, com auxílio da tabela 02.

Pode-se perceber que países como França, Polônia, Estados Unidos, Canadá,

México, China, África do Sul, Argentina, Paraguai e Brasil possuem reservas de gás

de folhelho muito maiores quando comparadas as reservas de gás natural

convencional destes mesmos países. Portanto são considerados os países com

grande potencial de desenvolvimento e exploração de suas reservas de gás de

folhelho.

Um panorama da perspectiva de desenvolvimento das principais reservas de

gás não convencional será detalhado no item 5.

19

Continuação tabela 2.

20

Tabela 6 - Volume de Gás Natural Convencional e Gás de Folhelho, comprovado e tecnicamente recuperável. (adaptado de EIA/ARI , 2013).

A Rússia tem a maior reserva comprovada de gás natural convencional no

mundo, aproximadamente 47,6 trilhões de m³.

21

FIGURA 7 - Volume das principais reservas de gás de folhelho tecnicamente recuperáveis no mundo.

(adaptado para este trabalho de : gás de folhelho – Global perpective, KPMG Internacional, 2011 )

22

Os volumes das reservas de gás de folhelho da América do Sul estão indicados

na tabela 3 e dividos por país, bacia e formação. A região sul do continente apresenta o

maior potencial em reservas de gás de folhelho. No Brasil, a reserva deste recurso de

gás não convencional concentra-se na Bacia do Paraná, Bacia Amazônica e Solimões.

Enquanto as bacias petrolíferas mais produtivas do Brasil se encontram no mar, o

país tem 18 principais bacias sedimentares terrestres pouco desenvolvolvidas e

exploradas (FIGURA 5). Três destas – Bacia do Paraná, no sul e Solimões e Amazonas,

no norte – produzem significantes vazões de óleo e gás convencionais e possuem

grande potencial para o desenvolvimento de gás de folhelho.

Tabela 7 - América do Sul - Volume das principais reservas de Gás de Folhelho por País, Bacia e Formação. (adaptado de EIA/ARI,2013).

Continente País Bacia Formação

Sahel Gas

Tecnicamente

Recuperável

[Trilhões m³]

Middle Magdalena Valley La Luna/Tablazo 0,51

Llanos Gacheta 0,06

Colômbia /

VenezuelaBacia Maracaibo La Luna/Capacho 5,72

Los Molles 7,80

Vaca Muerta 8,74

Aguada Bandera 1,44

Pozo D-129 0,99

Bacia Austral-Magallanes L. Inoceramus-Magnas Verdes3,66

Bacia do Parana Ponta Grossa 0,08

Bacia do Parana Ponta Grossa 2,27

Bacia de Solimoes Jandiatuba 1,84

Bacia Amazônica Barreirinha 2,84

Paraguai Ponta Grossa 0,22

Uruguai Cordobes 0,06

Paraguai /

Bolívia Bacia Chaco Los Monos 2,92

Chile Bacia Austral-Magallanes Estratos con Favrella 1,36

América do

Sul

Bacia do Parana

Bacia San Jorge

Neuquen

Colômbia

Argentina

Brasil

23

FIGURA 8 - Principais Bacias Sedimentares Terrestres do Brasil (EIA/ARI, 2013).

No Brasil, a bacia de gás de folhelho do Paraná é coberta por espessas

camadas de basalto e por este motivo, a eficiência de atividades sísmicas são muito

limitadas. Menos de 150 poços de exploração foram perfurados na bacia.

2.1.3. Histórico de produção

Como muitas revoluções tecnológicas, a oportunidade de explorar gás de

folhelho surgiu através de uma combinação oportuna de tecnologias existentes para em

momento posterior serem adequadas a este fim e aperfeiçoadas.

O desenvolvimento da tecnologia na exploração/produção do shale gás teve

início nos Estados Unidos. Abaixo estão descritas ações deste desenvolvimento na linha

do tempo:

Em 1821 – Um poço comercial de gás em Fredônia, Nova Iorque, produziu gás de

folhelho (EIA/DOE, 2009b; MIT, 2010).

24

Em 1860 a 1920 - Gás Natural, incluindo gás produzido em campos de folhelho

rasos, fraturados e de baixa pressão em bacias de Appalache e Illinois, é limitado a

campos próximos ao centro consumidor.

Na década de 1930 – desenvolvimento de tecnologia que permitiu a passagem de

linhas de grande diâmetro para fazer o transporte de gás a distâncias continentais.

Em 1947 – Primeiro uso de fraturamento hidráulica para estimular poços de óleo e

gás.

Início dos anos 1970s – Desenvolvimento da downhole motors, componente chave

na tecnologia de perfuração direcional. Habilidade em perfuração direcional continua

em avanço nas três décadas seguintes.

Final dos anos 1970s e início dos anos 1980s – O receio dos EUA de que as

reservas de gás natural estariam diminuindo incentivou patrocínio federal para

pesquisas de desenvolvimento de métodos para estimar o volume de gás em

reservatórios não convencionais e aperfeiçoar tecnologia para extrair o gás destes

reservatórios. São conhecidos os reservatórios de gás de folhelho como o Barnett no

Texas, e Marcellus, na Pensilvânia, porém acredita-se que possuem permeabilidade

essencialmente zero e portanto não são considerados econômicos.

Na década de 2000 – A produção de gás natural cresce mais rápido que qualquer

outra fonte de energia. O boom do gás de folhelho nos EUA diminui o preço do gás a

valores recordes neste país.

Entre 2003 e 2004 – O gás produzido no campo de Barnett alcança o nível de

produção de reservatórios de gás natural rasos, aproximadamente 56 milhões de

metros cúbicos de gás de folhelho são produzidos por dia nos Estados Unidos.

De 2005 a 2010 – O gás produzido no campo de gás de folhelho de Barnett sobe

para 140 milhões de metros cúbicos por dia.

Além dos Estados Unidos (avançado em 3 décadas no desenvolvimento de suas

reservas em relação ao resto do mundo), muitos países têm começado a avaliar e testar

o potencial das reservas de gás de folhelho em seus territórios. A Polônia, por exemplo,

perfurou 43 poços em 2013 para testar sua reserva. Argentina, Austrália, China,

Inglaterra, México, Rússia, Arábia Saudita, e Turquia começaram a exploração do gás

de folhelho.

A seguir será feito um panorama do desenvolvimento do gás de folhelho entre os

principais países das Américas.

25

2.1.3.1. Estados Unidos

A produção em escala comercial do gás de folhelho, ou gás de folhelho,

desencadeou uma revolução na oferta de gás nos EUA. Sua produção passou de 100

milhões de m³/dia em 2006 para quase 1 bilhão de m³/dia em 2012 e em 2013

representa 40% do volume de gás produzido no país. Segundo o relatório EIA/ARI, os

Estados Unidos produziu 1,05 trilhões de metros cúbicos até o início de 2013, volume

maior que a reserva completa de gás da maioria dos países. A abundância e o baixo

custo de produção fizeram o preço do gás Henry Hubv despencar de US$ 8, em 2006,

para US$ 3/MMBTU, em 2013.

Há uma década em produção, o gás de folhelho de Barnett, no Texas, fornece

experiência e informações para o aumento na eficiência do desenvolvimento de gás de

folhelho em todo o país. O campo gás de folhelho de Marcellus, no leste dos Estados

Unidos, também figura entre os principais do país. Em 2011, cerca de 85% do gás

natural consumido nos Estados Unidos foi produzido no país, assim, o fornecimento de

gás natural não é tão dependente de produtores estrangeiros, como é o abastecimento

de petróleo bruto. A disponibilidade de grandes quantidades de gás de folhelho deve

permitir que os Estados Unidos tenham uma alimentação predominantemente doméstica

de gás por muitos anos e ainda produzir maior volume de gás natural do que consome.

Cerca de 90% do gás natural importado pelos Estados Unidos chegam do

Canadá e México por meio de gasodutos. A importação vinda do Canadá sofreu

redução de 5%, no entanto a redução na importação de gás do México diminuiu 91%. O

restante do gás natural importado pelos Estados Unidos vêm do Egito, Quatar, Yemen,

Nigéria e Trinidad e Tobago, em navios de GNLvi, e esta modalidade de importação

sofreu redução de 19% em 2011.

Os Estados Unidos vem estudando a conversão das unidades existentes de

regaseificação de gás, utilizadas na importação de GNL, em unidades de liquefação do

gás produzido nos campos de gás de folhelho , para futuramente destinar a exportação.

2.1.3.2. Canadá

O Canadá é o terceiro maior produtor mundial de gás natural, com uma produção

média anual de 181,2 bilhões de metros cúbicos. O Canadá tem sido tradicionalmente

26

conhecido por possuir reservas significativas de gás convencional, e o país era um dos

principais fornecedores de gás natural para os Estados Unidos por décadas até o

recente “boom” de gás de folhelho no país. As fontes de gás natural convencionais no

Canadá estão em declínio, e a indústria está se voltando para fontes não convencionais,

incluindo gás de folhelho.

De acordo com o Conselho Nacional de Energia do Canadá (NEB), o

desenvolvimento do gás de folhelho e outros recursos não convencionais, vão ajudar a

garantir o abastecimento para o crescimento do mercado de gás natural na América do

Norte por muitas décadas.

Apesar de a produção comercial em larga escala no Canadá estar no início, há

um aumento acelerado no número de grandes e independentes empresas

desenvolvendo e explorando o gás de folhelho, como é o caso da Apache Canada,

EnCana, EOG Resources, Nexen, Devon Canada, Quicksilver que estão em atividade

no campo Horn River Shale, no oeste do Canadá. Neste campo houve uma produção de

10,8 MMm³ de gás através de 159 poços, em 2011 (EIA 2013). O sistema de transporte

do increment da produção de gás, com o desenvolvimento de reservatórios não

convencionais, está impulsionando investimentos no aumento na capacidade de

transporte (gasodutos) e de plantas de liquefação do gás para exportação.

Estimativas preliminares sugerem que o volume da reserva de gás de folhelho de

Quebec, onde já existem poços perfurados, seja de 570 bilhões metros cúbicos de gás

tecnicamente recuperável. Produtores estão procedendo com cautela, mas se as

estimativas estiverem corretas, o desenvolvimento do gás de folhelho no leste do

Canadá poderia inclinar a balança da produção longe das províncias ocidentais. Quebec

possui pouca infra-estrutura para apoiar a produção extensiva, mas a proximidade com

Ontário e mercados do Nordeste dos EUA torna-o bem situado para explorar suas

jazidas de gás de folhelho.

Canadá exporta atualmente cerca de 50 por cento do gás natural que produz,

mas faltam-lhe as instalações de processamento para liquefazer e enviar o gás natural

liquefeito, além da América do Norte. Com o aumento da produção dos EUA, o Canadá

terá que desenvolver outros mercados para fornecer sua excedente produção, e há

sinais de que a indústria está se preparando para investir na infra-estrutura necessária.

Em outubro de 2011, o NEB emitiu a primeira licença a longo prazo para exportar GNL,

abrindo caminho para um projeto de proposta de US $ 5 bilhões para desenvolver um

terminal de exportação de GNL no nordeste da British Columbia. Este terminal permitiria

27

ao Canadá exportar GNL para o Japão, Coréia do Sul e China, e entrar em mercados

fora dos Estados Unidos pela primeira vez.

Com a crescente demanda de energia e o preço do gás natural mais elevado, o

rápido desenvolvimento dos países da Ásia pode apresentar perspectivas de mercados

potenciais para o GNL canadense. Em 2010, por exemplo, os preços do GNL do Japão

tiveram a média de USD$ 10,91 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu),

comparado com a média do preço do gás natural do Canadá de USD$ 3.69/MMBTU. No

entanto, o Canadá terá que disputar o mercado asiático se a China e Austrália também

aumentarem a produção de gás natural, com a exploração de suas reservas já que são

o segundo e o sétimo, respectivamente, em volume de reserva recuperável deste

recurso não convencional.

2.1.3.3. México

O México aparece em destaque entre os países que possuem reserva de gás de

folhelho na região, já que conta com o segundo maior potencial da América Latina.

Apesar disso, tem feito pouco para desenvolver as jazidas existentes, devido em grande

parte ao enfoque da Pemexvii, que privilegia o desenvolvimento dos depósitos de

petróleo bruto. O potencial de recursos está localizado no nordeste e centro-leste, ao

longo do Golfo do México. O volume estimado de gás de folhelho neste país, segundo

EIA 2013, é de 15,4 trilhões de m3, tecnicamente recuperáveis.

A exploração de óleo e gás de folhelho iniciou no México em 2011, a Pemex

perfurou ao menos seis poços no norte masos reservatórios do sul não foram testados.

O México enfrenta obstáculos significativos ao desenvolvimento das reservas não

convencionais devido à indústria de upstream ser muito fechada a investimento

estrangeiro.

2.1.3.4. Brasil

O Brasil figura como décimo maior detentor de reservas de gás de folhelho

tecnicamente recuperáveis do mundo conforme EIA (2013). Os primeiros mapeamentos

apontam cinco bacias com perspectivas de terem recursos não convencionais, são elas:

a) Bacia do Parnaíba (entre Maranhão e Piauí), b) Bacia do Parecis (MT), c) Bacia do

28

São Francisco (entre MG e Bahia), d) Bacia do Paraná (entre Paraná e MS) e f) Bacia

do Recôncavo (BA). A ANP sinalizou realizar em outubro de 2013 um leilão focado na

exploração de gás de folhelho, com licitações de blocos nas bacias citadas

imediatamente acima.

O local em que a atividade exploratória já se iniciou e está mais avançada no

Brasil é a parte mineira da Bacia do São Francisco, onde foram concedidos 39 blocos

exploratórios. Entre as principais empresas com área para exploração de gás não

convencional nessa bacia, estão Imetame, Cemig, Orteng, DELP, Shell, Petrobras e

Petra. A parte norte da bacia, no estado da Bahia, ainda está sob avaliação da ANP. Já

o investimento em atividades de desenvolvimento e produção não convencional na

Bacia do São Francisco, assim como nas demais regiões, ainda não foi iniciado (BNDS

2012).

Na Bacia do Parnaíba, nove blocos foram concedidos, ao passo que na Bacia do

Parecis seis blocos foram alvo de concessão. Na Bacia do Paraná, não há blocos

concedidos, apesar de essa região contar com elevado potencial. Essas bacias são

compostas de folhelhos profundos, cobertos pelas espessas camadas de basalto que

caracterizam a formação. Por fim, a região do Recôncavo foi a primeira região produtora

de gás convencional no Brasil e hoje tem 1.700 poços em produção. A maior vantagem

dessa região, em relação às demais mencionadas, é que ela já dispõe de instalações de

processamento e transporte, além de ter refinarias e fábricas de fertilizantes instaladas.

Portanto, tal região é considerada a mais promissora entre aquelas com potencial de

viabilidade para a exploração de recursos não convencionais (BNDS 2012).

De acordo com a ANP, há registros de operações de fraturamento hidráulico

convencional desde 1950 no Brasil. A agência afirma que, desde então, mais de 6 mil

operações foram realizadas utilizando baixas pressões e vazões, sem registros de

incidentes graves. Não há experiência no Brasil de realização de fraturamento com

volumes de fluido e potência hidráulica nos níveis utilizados nos Estados Unidos, onde

se concentra a produção. A Petrobras recentemente perfurou o primeiro poço em

reservatório de folhelho, na Argentina,mas não anunciou plano de perfuração no Brasil.

2.1.3.5. Argentina

O relatório da EIA 2013 estimou para a Argentina, um volume de gás de folhelho

tecnicamente recuperável em 22,7 trilhões de metros cúbicos.

29

A produtora de petróleo e gás na Argentina (Repsol YPF) anunciou em fevereiro

de 2012, a descoberta de reservas de gás de folhelho estimadas em 127 bilhões de

metros cúbicos, somente na bacia de Neuquina. Localizada no norte da Patagônia, a

bacia de Neuquina detêm a reserva de folhelho “Vaca Muerta” que apresenta 30 mil

quilômetros quadrados, campo ilustrado na figura 06.

Caso essa previsão se confirme, essa quantia de gás não-convencional será

capaz de abastecer a demanda argentina pelos próximos 50 anos.

Em 2008 foi constatado que a Bacia de Neuquina continha o maior volume de

reserva de gás convencional da Argentina, com aproximadamente 44% do total, contudo

suas reservas estavam caindo drasticamente. Com as descobertas de grandes reservas

do gás de folhelho nesta região o campo voltou a ter grande potencial.

Outro fator favorável é a infraestrutura já existente de distribuição de gás na

argentina, sendo composta por uma rede de 6.000 kilometros de gasoduto, com

capacidade de transporte de 62 milhões de metros cúbicos, estações de bombeamento

e plantas para liquefação do gás.

Atualmente, a matriz energética da Argentina conta com 50% de gás natural e o

atual cenário proposto colabora para que o governo deslanche na produção de gás de

folhelho.

No ano de 2013, a YPF e Dow inicia produção do seu primeiro poço de gás não

convencional na reserva de “Vaca Muerta” ao conectar o Gasoduto do Pacífico.

Poucos poços foram perfurados para produção de gás de folhelho tanto em Vaca

Muerta como em Molles e a informação sobre a produtividade dos mesmos é ainda

escassa. As vazões de produção destes poços são marginais e longe de serem

economicamente rentáveis sob as atuais condições de preço e custo de perfuração local

(Maxiquim, 2013).

No entanto, um relatório preliminar do Advanced Resources International Inc

(ARI) para a Energy Information Administration (EIA) “A Word Shale Resources” prevê

para o ano 2016 na Argentina uma produção adicional total de cerca de 40 milhões de

m3/dia de gás de folhelho (para uma previsão de produção de gás convencional de 160

milhões de m3/dia para este mesmo ano).

30

FIGURA 9 - Bacia de Neuquina, campo de Vaca Muerta – Argentina (EIA/ARI, 2013).

Já no estudo recente realizado pela EIA/ARI (Junho de 2013), as reservas de gás

de folhelho das bacias da Argentina foram revisadas para o volume tecnicamente

recuperável, de 11,5 trilhões de metros cúbicos na Bacia de Neuquina, 2,5 trilhões de

metros cúbicos na Bacia de São Jorge, 3,1 trilhões de metros cúbicos na Bacia de

Austral-Magalhães e 4,6 trilhões de metros cúbicos na Bacia Paraná-Chaco.

Programas de exploração e produção comercial em estágio inicial estão em

andamento na Bacia Neuquina pelas empresas Apache, EOG, ExxonMobil, Total, YPF,

e outras empresas menores.

O governo está apoiando o desenvolvimento de gás de folhelho, dada à

dependência atual da Argentina em caras importações de gás natural da Bolívia e do

Qatar e devido à grande reserva de gás de folhelho no país (terceira maior reserva

mundial). Os projetos de gás de folhelho que estão na fase de avaliação da

oportunidade serão incluídos no programa de exploração de reservas não convencionais

de gás da Argentina, cujo fundo para financiamento em 2013 é de US$ 8 bilhões.

31

2.1.3.6. Colômbia

Segundo EIA 2013, a Colômbia possui um volume de gás de folhelho s

tecnicamente recuperável de 1,6 trilhões de metros cúbicos. A geologia continua sob

estudo e não se tem ainda uma produtividade comprovada. No entanto, o marco

regulatório é estável, existem fortes políticas de incentivo para o desenvolvimento do

gás não convencional e o regime fiscal da Colômbia é considerado atrativo a

investimentos estrangeiros.

A Agência Nacional de Hidrocarbonetos (ANH) regula a exploração e

desenvolvimento de petróeo e gás no país. O modelo de contrato para gás não

convencional inclui concessão de oito anos de desenvolvimento e vinte e quatro anos de

produção. Para investimentos no desenvolvimento de campos de gás de folhelho há

uma redução de 40% dos royalties.

Um número de companhias - incluindo a Ecopetrol, Conoco Phillips, ExxonMobil,

Nexen, e Shell – iniciaram programas de exploração de óleo e de gás de folhelho em

blocos de óleo e gás convencionas nos últimos 2 na Colômbia. Atividade foi concentrada

na Bacia de Madalena do Médio Vale perto do mercado de Bogotá. A estatal Ecopetrol

SA, que controla cerca de um terço das licenças de petróleo e gás na Colômbia,

anunciou pela primeira vez seu programa de exploração de folhelho no início de 2011.

2.1.3.7. Venezuela

O governo da Venezuela e empresas petrolíferas não divulgaram atividades de

exploração de gás de folhelho and oil, no entanto as reservas no oeste do país apontam por

terem alto potencial e qualidade.

A Venezuela produziu em 2011, 31,2 bilhões de m3 de gás natural e consumiu 33

bilhões de m3, importando um pequeno volume de 1,8 bilhões de m3 da vizinha

Colômbia.

2.1.3.8. Chile

A zona austral continua sendo o foco das explorações de hidrocarbonetos no

país. Especificamente, os estudos da EIA catalogam a bacia de Magalhães, que tem

uma superfície de 105 km², como uma com grande potencial de gás de folhelho. Esta

32

zona contaria com uma potencial extração de gás não convencional de 4,9 trilhões de

metros cúbicos, mas apenas 1,1 trilhões de m3 pertencem ao Chile.

A bacia Austral-Magalhães está localizada na região meridional da Patagônia, é

uma região com alto potencial de gás de folhelho, porém ainda não foi testada. A maior

parte da bacia está localizada em terra na Argentina, onde é comunmente chamada de

Bacia Austral. Uma pequena porção ao sul da bacia pertence ao Chile, especificamente

na região da Terra do Fogo, onde usualmente é referida como Bacia dos Magalhães.

O país produziu uma média de 1,8 bilhões de m3 em 2011 e importou 3,5 bilhões

de m3 adicional (segundo levantamento da CIA – 2013), principalmente através de seus

dois terminais de regaseificação de GNL. Este balanço aponta para a importância no

desenvolvimento de suas reservas de gás não convencional.

A ENAPviii, companhia nacional do Chile, anunciou em Março de 2011 que exigirá

que as empresas que possuem blocos exploratórios de óleo e gás convencionais

passem a explorar o gás de folhelho no mesmo (EIA 2013).

2.1.3.9. Bolívia

A produção de gás natural na Bolívia foi de 49 bilhões de m3 em 2012, e apenas

8,5 bilhões de m3 foram consumidos internamente, de acordo com a CIA 2013. As

reservas de gás de folhelho, segundo o relatório da EIA 2013, apontam para 1,02

trilhões de metros cúbicos.

A Bolívia produz gás natural de reservatórios convencionais, principalmente na

Bacia Chaco no sul do país e uma significante quantidade de gás natural é exportada

para a Argentina e Brasil.

Não foi relatada nenhuma exploração de gás de folhelho na Bolívia.

2.1.3.10. Paraguai

O Paraguai não produz óleo ou gás, no entanto extensões da bacia sedimentar

na Argentina e Bolívia são produtivas. Apenas dois poços de óleo convencional foram

perfurados no Paraguai durante os últimos 25 anos.

O Paraguai não tem produção ou reserva provada de gás natural convencional

significante, e esta fonte não faz parte da matriz energética do país. No entanto, a

reserva recentemente descoberta de gás de folhelho na bacia Parana-Chaco (EIA

33

2013), com volume de 1,76 trilhões de metros cúbicos, pode fundamentalmente mudar a

consumo energético de gás no país.

2.1.3.11. Uruguai

Assim como o Paraguai, o Uruguai não possui reserva ou produção de gás

natural e o consumo de 80 milhões de m3 consistem inteiramente em importação (CIA

2013). Na análise da EIA, o país detém 0,06 trilhões de metros cúbicos de gás de

folhelho tecnicamente recuperável, também na bacia Paraná-Chaco.

No país, a empresa TOTAL, YPF e Petrel Energy obtiverem licenças de

exploração no reservatório de Devonian, mas ainda não houve perfuração.

2.1.4. Tecnologia de produção atual e desafios tecnológicos

Tecnologia é um fator crítico para reservatórios de gás não convencionais. O

avanço na tecnologia faz com que a exploração desse recurso seja competitiva frente a

do gás convencional, através do aumento na eficiência de recuperação e na economia

do desenvolvimento do campo.

Devido à baixa permeabilidade dos recursos não convencionais, as estratégias de

recuperação de gás convencional são demasiadamente lentas para a recuperação

econômica destes recursos. Avanços na perfuração direcional e tecnologias de

estimulação por fratura têm melhorado a recuperação do gás de folhelho por meio de

maior contato do reservatório com o poço e aumento de vias para o gás fluir. A

aplicação do fraturamento hidráulico de forma combinada com a perfuração horizontal,

portanto, foram decisivas para viabilizar o desenvolvimento e a produção de

reservatórios considerados não convencionais, em particular o de gás de folhelho.

Avanços na perfuração direcional levaram a um maior desenvolvimento de gás

não convencional de duas maneiras: aumento da área exposta do reservatório e

melhora na acessibilidade do reservatório. A produtividade do poço é proporcional à

permeabilidade e ao comprimento da área de produção do poço em contacto com o

reservatório. Um poço horizontal proporciona um maior contacto da área de produção do

poço com o reservatório se comparado ao poço vertical. Em um poço vertical, o

comprimento do reservatório em contacto com o poço é limitado pela espessura da

formação, ao passo que, em um poço horizontal, a área de contato com o reservatório

34

está limitada pelo comprimento da face lateral do poço. A fim de comparar a eficiência

de um poço horizontal de gás de folhelho com um poço vertical, será utilizada como

exemplo o folhelho da Formação Marcellus na Pensilvânia, EUA. Nessa formação, um

poço perfurado horizontalmente é capaz de drenar uma área cerca de 4.000 vezes

maior do que a área drenada por um poço vertical (ALL Consulting, 2008). A figura 7

ilustra como a perfuração horizontal fornece maior drenagem no desenvolvimento de um

campo de gás de folhelho do que um poço vertical.

FIGURA 10 - Ganho na área de contato entre um poço horizontal e vertical. (All Consulting, 2008)

Quando poços horizontais são perfurados perpendiculares à orientação da fratura

dominante num reservatório naturalmente fraturado, o contato do poço com o

reservatório é aumentado, aumentando a probabilidade de intersecção com as fraturas

naturais de elevada condutividade de gás.

Muitos campos de gás não convencional estão localizados em áreas

ambientalmente sensíveis ou densamente povoadas. Perfuração direcional e poços de

longo alcance dissociam a localização da superfície do local de interesse em

subsuperfície (como mostra a FIGURA 8), permitindo os produtores de acessar os

recursos de alta qualidade a partir de locais de perfuração deslocados dessas áreas

sensíveis. A otimização do espaçamento de drenagem na subsuperfície que maximize a

recuperação num campo e promova a depleção uniforme do reservatório, pode ser

mantida com a tecnologia de poços direcionais. A figura 8 ilustra exemplo de

reservatório acima do qual apresenta uma área de superfície sensível (uma reserva

35

ambiental, no exemplo da ilustração) e com o poço direcional foi possível deslocar a

instalação para outra área e ao mesmo tempo reduzir o espaço físico das instalações.

FIGURA 11 - Perfuração direcional com 10 a 30 drenos horizontais perfurados a partir de um único local central (Reporte Total S.A., 2013).

Pode ser perfurado poço lateral múltiplo, aumentando ainda mais a produtividade

do campo e diminuindo o impacto ambiental na superfície. Os custos operacionais

também são reduzidos devido a ganhos de eficiência e consolidação da infra-estrutura

de produção criada por um local de produção centralizada. Pelo fato de que múltiplos

poços serem perfurados a partir do mesmo local em superfície há uma redução no

tempo de desenvolvimento do campo, diminuindo a movimentação necessária de

equipamentos de perfuração e completação. Em relação a um desenvolvimento com

um número equivalente de poços verticais, o tempo de transporte associado com

monitoramento e manutenção do poço também será reduzido significativamente.

Em reservatórios de baixa permeabilidade que não têm fraturas naturais, a fratura

hidráulica é necessária aumentar a área exposta do reservatório ao poço e atingir

taxas de produção econômicas. Essa técnica consiste na injeção de um fluido na

formação sob pressão suficiente para causar a ruptura da rocha. Simultaneamente ao

bombeio do fluido é realizado a injeção de um material granular responsável pela

manutenção da fratura gerada, criando, assim, canais de alta permeabilidade por onde

ocorrerá o escoamento dos fluidos da formação.

36

No Fraturamento Hidráulico em campos de gás de folhelho, usa-se um fluido à

base de água de baixa viscosidade. Aditivos são adicionados, como redutores de atrito,

surfactantes, biocidas e estabilizadores de argila. A injeção a alta pressão de grandes

volumes de fluido na formação fratura a rocha e mantém o reservatório aberto para criar

um caminho de alta permeabilidade entre o reservatório e o poço. Para evitar que

fraturas sejam fechadas, são necessários agentes de escoramento (propantes).

O fluido bombeado com pressão de até 550 kgf/cm² é suficiente para fraturar o

folhelho em até 9 quilômetros em cada direção ao redor do poço. Sob pressão, as

fraturas mais próximas do poço podem medir de 3,175 mm a 6,35 mm de largura.

(Schlumberger, Inc., "gás de folhelho: When Your Gas Reservoir is Unconventional, So

is Our Solution"). As fissuras formadas podem ser visualizadas na figura 9.

FIGURA 12 - Fraturas Artificiais Criadas Pelo Fraturamento Hidráulico (Brathwaite, 2009).

Após o término do bombeamento, as fraturas recém-criadas tendem a se fechar

devido ao peso exercido pelas camadas superiores de rocha. Para que isso não ocorra,

um material granular, conhecido como material de sustentação de fratura ou propante, é

bombeado juntamente com o fluido de fraturamento, mantendo a fratura aberta e

criando caminhos preferenciais de alta permeabilidade para o deslocamento dos fluidos

que serão produzidos.

O fraturamento simples consiste no bombeamento de uma mistura de água e

areia para dentro do poço. A água exerce, portanto, a pressão para iniciar as fraturas,

ao mesmo tempo em que transporta os grãos de areia para o interior das rachaduras à

37

medida que eles crescem. Nesse sentido, quando a pressão do fluido é aliviada, os

grãos de areia mantêm as rachaduras abertas. Esses grãos do propante devem ser bem

selecionados a fim de criar uma zona de alta permeabilidade na fratura (Santos e

Coradesqui, 2013). Na figura 10 está esquematizada a operação de faturamento

hidráulico.

FIGURA 13 - Extração de gás por fraturamento. (Modificado de Energy API, 2010)

A técnica de fraturamento é cuidadosamente controlada e monitorada e as

operações procedem em etapas. Antes de se iniciar um tratamento, a empresa

prestadora de serviços irá executar uma série de testes no poço com o objetivo de

determinar se o poço resiste às pressões hidráulicas geradas pelo bombeio do fluido

(Santos e Coradesqui, 2013). Na figura 11 são mostrados os equipamentos instalados

necessários à realização do fraturamento hidráulico no poço de gás de folhelho.

38

FIGURA 14 - Equipamentos utilizados no fraturamento hidráulico. (U.S Department of Energy , 2013)

Para a produção de gás não convencional em reservas de gás de folhelho, poços

são perfurados verticalmente para cruzar as formações do folhelho em profundidades

que normalmente variam de 2 a mais de 4 quilômetros. Acima da profundidade alvo, o

poço é desviado para alcançar a direção horizontal dentro da formação do folhelho, o

qual pode ser de dezenas de metros de espessura. Os poços devem ser orientados na

direção correta para maximizar o número de fraturas naturais presentes no folhelho

intersectado. Estas fraturas naturais podem proporcionar vias para o gás que está

presente na matriz de rocha fluir para o poço. Após a perfuração e revestimento do

poço, inicia-se o procedimento de faturamento hidráulico, que estimula a produção do

gás natural. A técnica consiste na injeção de um fluido de fraturamento na formação sob

vazão e pressão controladas e elevadas o suficiente para provocar a ruptura da rocha

por tração, dando início a uma fratura que se propaga durante o período de

bombeamento do fluido. O fluido bombeado com pressão de até 8.000 psi é suficiente

para fraturar o folhelho em até 900 metros em cada direção ao redor do poço. Sob

pressão, as fraturas mais próximas do poço podem medir de 3,175 mm a 6,35 mm de

largura. (Schlumberger, 46 Inc., "Shale gas: When Your Gas Reservoir is

Unconventional, So is Our Solution").

O processo para a colocação de um poço de gás de folhelho em produção é

geralmente de curta duração, levando apenas alguns meses. Geralmente, a vida

39

produtiva do poço pode durar de 20 a 40 anos. O processo para um único poço

horizontal inclui tipicamente de 4 a 8 semanas para a preparação do local para a

perfuração, mais 4 ou 5 semanas para a perfuração, incluindo a descida de

revestimento e cimentação e geralmente mais 2 a 5 dias para a completa realização da

técnica de fraturamento hidráulico ("Hydraulic Fracturing: Unlocking America's Natural

Gas Resources", 2010).

2.1.5. Impactos ambientais causados pelo gás de folhelho

O impacto ambiental das técnicas de produção de gás de folhelho vem sendo

bastante questionado por ambientalistas ao redor do mundo. A possibilidade de causar

tremores na terra devido ao fraturamento hidráulico, o grande uso de água no processo

e a possibilidade de contaminação dos lençóis freáticos levam os órgãos reguladores da

indústria a criar normas cada vez mais rígidas, buscando minimizar o risco de tais

impactos.

Estas preocupações contribuíram para alguns países, como França e África do

Sul, interromperem temporiamente a perfuração de poços de exploração de gás de

folhelho. Outros países europeus declararam moratória à técnica de extração, com o

objetivo de fazer uma análise mais aprofundada sobre os impactos ambientais. É o caso

da Irlanda, República Tcheca, Romênia e Espanha. Alguns locais potenciais na

exploração do gás de folhelho nos Estados Unidos sofreram restrições ao fraturamento,

como no campo Marcellus, incluindo a bacia do rio Delaware, o estado de Nova York e

as florestas estaduais da Pensilvânia.

A Polônia, detentora das maiores reservas do continente europeu, visando reduzir

a dependência energética do gás russo, é o principal defensor da atividade de

fraturamento na Comissão Europeia [WEC (2012)].

A Bulgária, em janeiro de 2012, também impôs moratória em seu território. Em

outros continentes, a cidade de Quebec, no Canadá, e a África do Sul também tomaram

tal decisão [RAE (2012)].

A preocupação que, mais recentemente, vem se propagando é com a ocorrência

de atividades sísmicas induzidas, de pequena escala, em regiões de exploração de gás

de folhelho. Segundo NRC (2012), estudo encomendado pelo congresso estadunidense

a fim de examinar a escala, o escopo e as consequências de atividades sísmicas

induzidas pela injeção ou retirada de fluidos no solo, o processo de fraturamento

hidráulico, em si, não oferece considerável risco de terremotos induzidos. A injeção de

40

água de processo em reservatórios no subsolo – prática que a indústria do gás de

folhelho compartilha com outras formas de geração de energia – provoca risco maior de

indução, mas poucos casos foram documentados nas últimas décadas [NRC (2012)].

Quantidades substanciais de água são necessárias no desenvolvimento de

campos de gás de folhelho. A água é utilizada para a perfuração, para carrear à

superfície os pedaços de rocha produzidos durante o processo de perfuração, e para

arrefecer e lubrificar a broca. Além disso, grande volume de água é utilizado para o

fraturamento hidráulica.

No entanto, o volume total de água utilizado no fraturamento hidráulico é baixo

quando comparados ao volume utilizado em outros usos industriais. Ao compararmos o

volume de água utilizado na produção de energia proveniente de diferentes recursos, é

possível observar que há uma maior quantidade de energia produzida por litro de água

na indústria de gás natural do que na produção de qualquer outro recurso energético

(KING, 2012).

A tabela 4 mostra o volume de água utilizado na produção de alguns recursos

energéticos, usando como comparação a produção de gás de folhelho da companhia

"Chesapeake Energy", segunda maior produtora de gás natural nos Estados Unidos,

localizada em Oklahoma.

Tabela 8 - Volume de água utilizado por MMBtu de energia produzida por diferentes recursos de energia. (Modificado de "Deep Shale Natural Gas: Abundant, Affordable and Still Water Efficient", GWPC,2010)

41

E por último aqui relatado, existe a preocupação de que as operações de

fraturamento hidráulico em formações de folhelho profundas possam criar fraturas que

se estendem muito além da formação alvo e cheguem até aquíferos, permitindo que os

componentes tóxicos presentes na água e nos fluidos de fraturamento possam

contaminar reservas de água potável. Segundo GWPF (2011), os processos de

fraturamento hidráulico e produção, quando aplicadas as regras de segurança

adequadas, não representam risco aos aquíferos adjacentes. O poço é totalmente

revestido por camadas de aço e cimento, triplamente reforçadas na profundidade em

que interceptam fontes de água. Sabe-se que vazamentos na estrutura do poço geram

perda de pressão, o que inviabiliza tanto a fratura quanto a produção do gás. Outro fator

de segurança é que a zona de folhelho se separa do aquífero em centenas de metros de

camadas de siltitos, arenitos e folhelhos alternada e normalmente por algumas dezenas

de rocha altamente compactada, o que impede que fraturas se estendam até a região

que contém suprimento de água.

O Reino Unido, que hoje importa 50% do gás que consome, optou por uma

abordagem mais pragmática. Primeiro, solicitou à Royal Society e à Royal Academy of

Engineering uma análise dos riscos do fraturamento hidráulico. Esse estudo concluiu

que os riscos de SMS poderiam ser geridos de modo eficaz e que a propagação das

fraturas dificilmente poderia contaminar os aquíferos. Além disso, avaliou que a

integridade dos poços é a prioridade, acoplada a um programa robusto de

monitoramento. Com base no estudo, o governo britânico que havia proibido

temporariamente o uso do fraturamento hidráulico, liberou os poços e anunciou um

pacote de incentivos fiscais para acelerar a produção.

2.1.6. Brasil e exploração da reserva de gás de folhelho

De acordo com o relatório da EIA 2011, o Brasil possui um grande potencial de

gás de folhelho, localizado principalmente na região sudeste do país. No entanto, parece

que o sucesso do Brasil no desenvolvimento offshore de petróleo, reservas de gás e

etanol relegou o gás de folhelho a uma prioridade menor.

No último Simpósio Latino-americano de Gás Não Convencional realizado na

Argentina a maioria dos especialistas concordou em afirmar que hoje o panorama do

gás de folhelho no Brasil encontra-se na fase de estudos. com empresas de serviços

disponíveis, uma demanda insatisfeita, acesso à áreas dependentes da Agência

42

Nacional de Petróleo (ANP), falta de infra-estructura nas zonas, e escassa vontade

política para o desenvolvimento deste tipo de recursos já que a Petrobras está

principalmente focada no desenvolvimento do Pre-Sal onde a produção de gás e

líquidos está em grande crescimento.

A revolução do gás de folhelho nos EUA não ocorreu de uma hora para outra. Foi

incubada por duas décadas e resultou da combinação de preço, parcerias entre

governo, instituições de pesquisa e iniciativa privada no desenvolvimento de

tecnologias, regime fiscal benigno e agilidade empresarial.

Muito se tem discutido sobre a replicação do modelo dos EUA em outros países,

sobretudo quando inexiste infraestrutura desenvolvida de gasodutos ou estradas para

transporte de equipamentos sísmicos e de perfuração. Entretanto, à parte o volume de

água e o número de poços, os mesmos problemas ocorrem no desenvolvimento de

campos de gás convencional terrestres no Brasil ou na China.

No Brasil, o shale pode duplicar ou triplicar as reservas de gás, tornando o país

autossuficiente no longo prazo. Tecnologia de produção já existe, e os riscos podem ser

gerenciados. Um passo essencial será a promoção de licitações específicas e

contínuas, em conjunto com um pacote fiscal atraente para investidores privados e o

desenvolvimento de parcerias com empresas que operam em outros países e que têm

experiência na perfuração de poços horizontais e fraturamento hidráulico.

43

2.2. Folhelho Betuminoso (shale oil)

2.2.1. Introdução

O termo xisto é incorretamente aplicado para identificar rochas sedimentares

constituídas de finas lâminas de argila e silte. A denominação correta é folhelho

oleígeno ou betuminoso. O material orgânico contido no folhelho é denominado

querogênio ou betume, que se decompõe, termicamente, produzindo óleo e gás

(SANTOS, MATAI, 2010). O folhelho betuminoso é uma rocha sedimentar de grão fino,

rica em material orgânico, contendo querogênio a partir do qual hidrocarbonetos líquidos

chamados de óleo de folhelho podem ser produzidos. O óleo de folhelho é um substituto

para o óleo convencional, embora a sua extração seja mais cara, pois exige um controle

muito mais rigoroso tanto na extração como na produção no que diz respeito aos

impactos ambientais.

O folhelho foi uma das primeiras fontes de óleo mineral da história, usado por

seres humanos. Seu uso mais antigo registrado foi na Suíça e na Áustria, no início do

século XIV. Em 1596, o médico pessoal de Frederico I, Duque de Württemberg escreveu

sobre suas propriedades de cura. Óleo de folhelho foi usado para iluminar as ruas de

Modena, Itália na virada do século XVII. A coroa britânica concedeu uma patente em

1694 a três pessoas que tinham encontrado uma maneira de extrair e fazer grandes

quantidades de óleo de um tipo de pedra. O produto era destilado posteriormente

vendido como óleo Britânico Betton,e foi utilizado por muitos como um ótimo remédio

para dores.

Indústrias modernas de extração de óleo de folhelho estabeleceram-se na França

durante a década de 1830 e na Escócia durante a década de 1840. O óleo era usado

como combustível, como lubrificante e como óleo para lâmpadas; a Revolução Industrial

havia criado a demanda adicional para a iluminação. Ele serviu como um substituto para

o óleo de baleia cada vez mais escasso e caro.

Durante o século XIX, construíram-se plantas de extração de óleo de folhelho na

Austrália, Brasil e Estados Unidos. China (Manchúria), Estónia, Nova Zelândia, África do

Sul, Espanha, Suécia e Suíça produziram óleo de folhelho no início do século XX. A

descoberta de petróleo no Oriente Médio durante meados do século 20 levou a maioria

destas indústrias a uma parada, embora Estônia e Manchúria mantivessem suas

indústrias de extração no início do século XXI. Em resposta ao aumento dos custos de

petróleo na virada do século XXI, operações de extração começaram a ser novamente

44

exploradas nos Estados Unidos, China, Austrália e Jordânia.

2.2.2. Geologia e tipo de reservatório

A gênese do folhelho

As condições necessárias para a formação de folhelho betuminoso são

sel/melhantes às requeridas para um folhelho gerador de petróleo e inclui um ambiente

com elevada produtividade orgânica, desenvolvimento precoce e condições anaeróbicas

para preservação da matéria orgânica (MO) e ausência de organismos destruidores da

MO. Folhelho betuminoso é depositado em ambiente tranquilo, tanto marinho como de

água doce, tais como bacias marinhas, lagos ou pântanos deltaicos e contínua

sedimentação, juntamente com o soterramento, pressão de sobrecarga necessária para

a diagênese dos estratos de materiais ricos organicamente aliado isso tudo a atividade

química a uma temperatura abaixo de 150ºC resulta em perda de frações voláteis, que

em última análise produz uma rocha sedimentar tendo um elevado teor de resíduos

orgânicos refratários.

2.2.2.1. Tipos de folhelho betuminoso

A Austrália, Pensilvania (USA), e Ilinois (USA) apresentam grandes volumes de

folhelho betuminoso associado a depósitos turbiditicos a MO é oriunda de uma única

espécie de alga. Turbiditos geralmente ocorrem como corpos lenticulares, muitas vezes

associada com depósito de carvão. Isto sugere a deposição em um ambiente de águas

rasas e proximidade da área fonte deposicional, como deltas e estuários. A maioria dos

depósitos turbiditos ocorrem próximo, e muitas vezes são delimitados por horizontes de

carvão.

Tasmanites são depósitos marinhos, são folhelhos betuminosos atípicos,

formados em ambiente marinho próximo às praias,em ambiente rico em nutrientes. É

encontrada principalmente na Tasmânia e Alasca.

O terceiro tipo de folhelho betuminoso é o Green River . Talvez o mais

importante depósito de folhelho betuminoso. Este folhelho betuminoso é de origem

lacustre, e apresenta-se associado a vários tipos de rochas sedimentares (siltitos,

evaporitos, trona ).

45

O processo de geração de petróleo na natureza pode levar milhões de anos para

ocorrer a temperaturas de soterramento entre 100ºC e 150ºC e pode ser acelerado por

aquecimento da rocha rica em querogênio e a temperaturas mais elevadas, gerando-se

hidrocarbonetos liquidos em tempo muito mais curto: desde minutos a alguns anos.

O Petróleo é formado a partir do folhelho em uma variedade de ambientes

deposicionais, incluindo-se água doce, lagos salinos e pântanos e bacias marinhas

costeiras. As camadas sedimentares podem ter pequenas espessuras ou assumir

espessuras de milhares de metros gerando acumulações gigantes cobrindo áreas de

milhares de quilômetros quadrados.

Os folhelhos contêm uma gama de material orgânico, silicatos e uma maior parte

de carbonatos com quantidades variáveis de minerais de argila. A composição mineral

tem pouco efeito na produção de óleo, mas pode impactar no processo de aquecimento,

Argila contêm água que pode afetar na necessidade de calor para converter o material

orgânico em petróleo. O aquecimento dos folhelhos carbonáticos geram CO2 adicional

que deve ser considerado em qualquer programa de desenvolvimento de folhelho

betuminoso. Muitos depósitos contêm minerais e metais valiosos como bicarbonato de

sódio, enxofre, vanádio, zinco e urânio, que podem ser alvo de exploração. O

querogênio, material orgânico degradado que não alcançou maturidade suficiente para

gerar hidrocarbonetos, se encontra insolúvel intercalado entre os grãos dessa rocha.

O querogênio de folhelho tem origem predominantemente de restos de algas

lacustres e marinhas, e contem pequenas quantidades de pólen, fragmentos de plantas

herbáceas e lenhosas e restos de outra flora e fauna terrestres, lacustres e marinhas.

O tipo de querogênio tem influência no tipo de hidrocarboneto que irá produzir à

medida que amadurece termicamente. O querogênio de folhelho cai na classificação tipo

I e II utilizada pelos geoquímicos como na figura 12.

46

FIGURA 15 - Maturação do querogênio sugundo seus subtipos (ALLIX, 2010)

Os querogênios termicamente imaturos em folhelhos betuminosos passaram por

uma diagênese de baixa temperatura, mas sem outras modificações. Alguns outros

folhelhos mais ricos organicamente podem ter atingido a maturidade térmica, mas ainda

não expulsou todos os seus produtos líquidos de petróleo. A matéria orgânica que ainda

não expeliu todo o seu óleo, são chamadas de oil-bearing-shale.

Muitos folhelhos atingem o estado de rocha fonte alcançando a maturidade e

expelindo o seu óleo e o gás natural. Sob condições adequadas, acumula-se e fica

trapeado até ser descoberto e produzido.

Alguns desses folhelhos podem ser rocha fonte em subsuperfície, como é o caso

da formação Kimmeridge, principal gerador para os campos de petróleo do Mar do

Norte, Esta mesma formação onde aflora na Inglaterra é um folhelho.

2.2.2.2. Convertendo o folhelho betuminoso em óleo ( oil-shale to shale-oil)

Folhelho betuminoso é o liquido retirado do querogênio por meio de aquecimento

através da pirólise. O folhelho betuminoso pode ser refinado como um petróleo comum e

transformado em gasolina e diesel, por exemplo. Traduzir o volume de rocha em

volume de óleo recuperável requer informações sobre as propriedades de óleo de

folhelho, como o teor de matéria orgânica e grau, que podem variar amplamente dentro

de um depósito. Tradicionalmente, com o propósito de retorta de superfície, o grau de

óleo de folhelho é determinado pelo método Fischerix de dosagem modificada, o qual

47

mede a produção de óleo de folhelho numa retorta de laboratório.

As quantidade dos produtos: óleo, água e resíduos são pesadas e as porcentagens

relativas estabelecidas para as frações destes produtos, também se mede a densidade

do óleo. A diferença entre os pesos dos produtos e aquele inicial da rocha, é

considerada como o peso do gás e perdas. A produção de óleo é relatada como litros/

metro tonelada (L/Mg) ou galões por tonelada ( galUS/tonUS) de folhelho cru.

Comercialmente depósitos mais atrativos são aqueles em que a produção é de pelo

menos 100L/Mg ou 24 galUS/tonUS.

2.2.3. Reservas no mundo e no Brasil

O folhelho betumonoso vai desde a era Cambriana ao terciário e ocorre em

muitas partes do mundo. E ocorrem desde pequenas quantidades sem valor econômico

algum até enormes bacias com milhares de quilômetros quadrados com bilhões de

barris de folhelho betuminoso potencialmente extraíveis.

O total de folhelho betuminoso recuperável é estimado em 4,8 trilhões de barris,

porém hoje ainda é mais barato se produzir petróleo de modo convencional devido o alto

custo de mineração e extração de energia a partir do folhelho betuminoso.

Devido este custo elevado, algumas poucas bacias estão sendo explorados –

Brasil, China, Estônia, Alemanha e Israel - figura 2. Porém devido o declínio da

produção do Petróleo convencional, e com os preços subindo, o folhelho betuminoso

deve nos próximos anos substituir o petróleo convencional como fonte de energia para

combustíveis e outros produto.

RESERVAS IN-PLACE PRODUÇÃO

PAÍS BARRIS X 106 TON X 10

6 BARIL/DIA X 10

3 TON X 10

3

Egito 5700 818 Congo 100000 14310 Madagascar 32 5 Marrocos 53381 8167 Africa do Sul 130 19 Canadá 15241 2192 USA 3706825 536931 Argentina 400 57 Brazil 82000 11734 3,8 200

Chile 21 3 Armenia 305 44 China 354430 47600 7,6 375

Kazakistão 2837 400 Mongólia 294 42

48

RESERVAS IN-PLACE PRODUÇÃO

PAÍS BARRIS X 106 TON X 10

6 BARIL/DIA X 10

3 TON X 10

3

Myanmar 2000 286 Thailandia 6401 916 Turquia 1985 284 Turquemenistão 7687 1100 Uzbequistão 8386 1200

Austria 8 1

Bielorrusia 6988 1000 Bulgaria 125 18 Estonia 16286 2494 6,3 355

França 7000 1002 Alemanha 2000 286 Hungria 56 8 Itália 73000 10446 Luxemburgo 675 97 Polonia 48 7 Russia 247883 35470 Espanha 280 40 Suécia 6114 875 Ukrania 4193 600 Reino Unido 3500 501 Israel 4000 550 Jordania 34172 5242 Australia 31729 4531 Nova Zelandia 19 3

Total Mundial 4786131 689279 17,7 930 Tabela 9 - Reservas e Produção de folhelho betuminoso até final de 2008 ( WEC, 2010 )

49

FIGURA 16 - Mapa das bacias de folhelho betuminoso pelo mundo (EIA, 2013 )

50

FIGURA 17 - Folhelho betuminoso minerado das bacias do Brasil , China, Estônia , Alemanha, Russia e Escocia – 1880-2000 (WEC, 2010)

2.2.3.1. Folhelho betuminoso no Brasil

De forma geral, os principais depósitos de folhelho no Brasil situam se em

profundidades menores que 1000 metros e estão distribuídos em camadas de espessuras

variadas com teores de querogênio, também, variados. Geralmente, o conteúdo de

matéria orgânica dos depósitos de folhelho oscila de 5 a 25%, como o da formação Irati

em São Mateus do Sul, que possui, em média, 9% de óleo (SANTOS, MATAI, 2010).

Os estados onde se encontram as maiores reservas estão localizados nas regiões

Sul ( figura 15), parte do Sudeste e Centro Oeste, totalizando um volume de 9 milhões de

toneladas de gás liquefeito (GLP), 25 bilhões de metros cúbicos de gás de folhelho e 18

milhões de toneladas de enxofre. Tal produção, convertida para barris equivalentes de

petróleo (bep), totalizam 889,1 milhões (SANTOS, MATAI, 2010).

O início da exploração do folhelho no Brasil tem início em 1954 em Tremembé no

interior de São Paulo pela Petrobras, em 1959 se deu a construção da Usina de São

Mateus do Sul no Paraná, o início da produção se deu em 1972 e consolidou-se em 1991

com a entrada do módulo industrial denominado Petrosix onde se processou em 2012 1,7

milhões de toneladas de folhelho conforme tabela 6 (ANP,2013).

51

Tabela 10 - Volume Folhelho bruto processado e produção de derivados de xisto 2003-2012 (ANP, 2013)

No Brasil , pelo menos 9 depósitos de folhelho vão da Era Paleozoica no Período

Devoniano à Era Cenozoica no Período Terciário. Dois destes depósitos tem recebido

maior importância, o óleo de folhelho de origem lacustre do período Terciário no Vale do

Paraíba no Estado de São Paulo e a Formação Irati do Período Permiano na região Sul

do Brasil.

Vale do Paraíba.

Duas áreas no vale do Paraíba totalizando 86km² contem uma reserva de

840milhões de barris de óleo in-situ, o total da reserva é estima do em 2 bilhões de barris.

A unidade de maior interesse tem 45m de espessura, inclui alguns tipos de folhelho

betuminoso: 1 – marrom escuro com 8,5 a 13 % em peso de óleo equivalente, 2 - óleo de

folhelho marrom contendo de 3 a 9 por cento em peso de óleo equivalente, 3 – Oliva

escuro com baixo grau de folhelho betuminoso.

Formação Irati.

Óleo de Folhelho de formação Permiana tem o maior potencial econômico, devido

a acessibilidade pela sua distribuição que vai desde o afloramento em parte do nordeste

do estado de São Paulo ao sul por 1700 km até o sudeste do Rio Grande do Sul

No Estado do Rio Grande do Sul, tem dois leitos separados por 12m de folhelho e

calcário. Os leitos variam de espessura como em São Gabriel onde o leito superior tem

9m e o inferior 4,5m, no Estado de São Paulo e parte de Santa Catarina, há cerca de 80

leitos de Folhelho betuminoso, cada qual variando de alguns milímetros a vários metros

de espessura, que são distribuídos de forma irregular através de uma sequência de

52

calcário e dolomita.

O núcleo de perfuração está em uma área de 80 km² próximo à São Mateus do Sul

– PR que contém uma reserva de folhelho betuminoso de 800 milhões de barris ( cerca de

86 milhões de toneladas) de óleo de folhelho equivalente, ou cerca de 7,3 milhões de

barris/km².

FIGURA 18 - Ocorrências de folhelho betuminoso no Brasil (geology.com, 2013)

2.2.3.2. Custo

Um recurso natural somente é não convencional até o momento em que passa a

ser explorado de forma mais econômica e em larga escala. O conceito é dinâmico, pois é

função da tecnologia empregada para produção, os custos e o preço do óleo

convencional no mercado. São considerados não convencionais volumes conhecidos e

que o custo para produzi-lo seja bem maior que o custo de produção de óleo

convencional. Quando novas tecnologias são desenvolvidas e o preço do petróleo é tão

53

alto que supera em muito o custo de produção do óleo não convencional este passa a ter

a denominação de fonte convencional.

De acordo com IEA DOE (2007) o valor econômico para produção de um barril de

petróleo de folhelho varia de $50,00 a $115 para processo in-situ e mineração como visto

na FIGURA 16.

FIGURA 19 - Custos de Produção de Petróleo e Gás Natural, 2007–2009 (WEO, 2008)

No que se refere ainda à questão econômica, em 2008, o petróleo produzido, a

partir das tecnologias convencionais, teve um custo de produção em torno de US$

6,00/barril, para o petróleo produzido no exterior, enquanto que, no Brasil, o custo de

produção de um barril de óleo foi, em média, de US$9,20 (Petrobras, apud Santos, Matai,

2010, p.4). O óleo de xisto produzido com a tecnologia nacional (mineração a céu aberto

e retortagem de superfície), por sua vez, apresenta um custo de US$ 25,00/barril

(UNICAMP apud Santos, Matai, 2010, p.4).

2.2.4. Histórico de produção

Por haver uma distribuição bem homogênea de depósitos por todo o Globo, é um

recurso natural bem democrático, pois é encontrada em 27 países ao redor do mundo. As

reservas mundiais de folhelho betuminoso podem chegar próximo a 2,6 trilhões de barris,

dos quais a maior parte se encontra em território Americano, estima-se em 2 trilhões de

barris .

Esta distribuição pode levar a muitos países que não tem suficiência em petróleo a

54

elevar o seu nível de produção mudando até o panorama mundial Geopolítico, é o que se

prevê para os Estados Unidos, onde há uma grande reserva de Folhelho betuminoso.

Como Demonstrado no Relatório Anual da EIA (2013), com o advento e melhoria contínua

das tecnologias a produção de óleo continuará a aumentar a um crescimento médio de

234 mil barris por dia (bpd) até 2019, quando a produção atingirá 7,5 milhões de barris por

dia, este aumento virá em grande parte do crescimento da produção em terra (terrestre),

principalmente da extração do petróleo de folhelho e tight oil. Após 2020, a produção

começará a diminuir gradualmente para 6,1 milhões de bpd em 2040 quando as reservas

em plays mais produtivos e de perfuração mais fáceis terão sido esgotadas, como mostra

a Tabela 7.

Ano Alaska Offshore Other terrestre Shale & Tight oil

1990 1,77 0,95 4,63 0,00

1991 1,80 1,02 4,59 0,01

1992 1,71 1,07 4,38 0,01

1993 1,58 1,09 4,17 0,01

1994 1,56 1,14 3,96 0,00

1995 1,48 1,26 3,81 0,00

1996 1,39 1,31 3,75 0,00

1997 1,30 1,40 3,75 0,00

1998 1,18 1,47 3,60 0,00

1999 1,05 1,56 3,27 0,00

2000 0,97 1,61 3,09 0,15

2001 0,96 1,71 2,98 0,15

2002 0,99 1,72 2,90 0,14

2003 0,98 1,72 2,84 0,15

2004 0,91 1,60 2,75 0,16

2005 0,86 1,42 2,71 0,19

2006 0,74 1,43 2,73 0,20

2007 0,72 1,41 2,71 0,23

2008 0,69 1,27 2,47 0,54

2009 0,65 1,67 2,42 0,63

2010 0,60 1,67 2,39 0,82

2011 0,57 1,43 2,45 1,22

2012 0,53 1,41 2,40 2,00

2013 0,52 1,49 2,52 2,30

2014 0,48 1,59 2,59 2,51

2015 0,46 1,63 2,57 2,63

2016 0,47 1,79 2,55 2,71

2017 0,50 1,72 2,53 2,75

2018 0,52 1,70 2,52 2,76

2019 0,50 1,73 2,52 2,78

55

Ano Alaska Offshore Other terrestre Shale & Tight oil

2020 0,49 1,69 2,48 2,81

2021 0,47 1,64 2,47 2,80

2022 0,44 1,60 2,45 2,74

2023 0,40 1,56 2,41 2,69

2024 0,38 1,49 2,37 2,67

2025 0,35 1,46 2,36 2,63

2026 0,32 1,41 2,35 2,52

2027 0,30 1,44 2,33 2,44

2028 0,28 1,44 2,32 2,39

2029 0,32 1,43 2,30 2,29

2030 0,38 1,44 2,28 2,19

2031 0,43 1,49 2,27 2,14

2032 0,41 1,54 2,26 2,10

2033 0,40 1,63 2,23 2,08

2034 0,39 1,67 2,18 2,07

2035 0,35 1,72 2,13 2,06

2036 0,34 1,64 2,08 2,05

2037 0,35 1,58 2,05 2,04

2038 0,38 1,61 2,03 2,03

2039 0,40 1,72 1,98 2,02

2040 0,41 1,75 1,95 2,02

Tabela 11 - Previsão de produção de óleo nos Estados Unidos até 2040 (AEO, 2013)

FIGURA 20 - Previsão de produção de óleo nos Estados Unidos até 2040 (AEO, 2013)

56

Depósitos de Folhelho betuminoso são encontrados em muitas partes do mundo.

Eles foram formados em períodos entre os períodos Cambriano e Terciário em ambientes

de deposição lacustre, continental e marinho. A maior formação conhecida é a Formação

Green River no oeste dos estados Unidos, estima-se que ele contenha 1,5 trilhões de

barris de óleo e juntamente com outra reservas nos estados de Utah e Wyoming estima-

se uma reserva de mais de 2 trilhões de barris de petróleo de alta qualidade . Há outra

reserva de óleo de baixa qualidade e menos concentrado nos estados ao sul e leste.

Produções maiores que 25 galões por tonelada são vistas como mais atrativas

economicamente, logo mais favorável para o desenvolvimento do campo.

Os Estados Unidos tem a maior reserva mundial de Folhelho betuminoso, porém

no resto do mundo existem outros países que podem contribuir muito para o aumento

mundial das reservas. Dentre estes países estão: Brasil, Jordânia, Marrocos, Austrália,

China, Estônia e Israel, dentre outros como pode-se ver na Tabela 5.


Indústrias de Energia e Petróleo por mais de 60 anos vem pesquisando,

desenvolvendo e testando uma variedade de tecnologias em pequena escala para

recuperar óleo a partir do folhelho betuminoso e processá-lo para produção de

combustíveis e subprodutos.

O relatório de 2011 da INTEK apresenta tecnologias diferentes de processamento

de folhelho betuminoso de 32 empresas diferentes instaladas em território americano, o

que nos permite dizer que o que era promessa passou a ser realidade.

Existem dois processos para exploração do folhelho betuminoso: Mineração

Superficial e In-Situ. As 32 companhias estão representadas na tabela 3 mostrando quais

tipos de tecnologia empregam.

compania Tipo de Tecnologia Ambre Energy Surface American oleo de Folhelho, LCC (AMSO) In-Situ Chattanooga Corporatio Surface Chevron In-Situ Combustion Resources Surface

57

Composite Technology Development, Inc. In-Situ Electro-Petroleum In-Situ Enelit Surface Enshale Surface ExxonMobil Corporation In-Situ Brent Fryer, Sc.D. Surface/In-Situ General Synfuels International In-Situ Heliosat, Inc In-Situ Imperial Petroleum recover Corp. Upgrading Independent Energy Partners In-Situ James Q. Maguire, Inc. In-Situ James W. bunger and Associates, Inc. Surface MCW Energy Surface Mountain West Energy In-Situ Natural Soda, Inc. In-Situ Phoenix-Wyoming, Inc In-Situ PyroPhase In-Situ Quasar Energy In-Situ RedLeaf Surface Sasor In-Situ Schlumberger In-Situ Shale Tech International Surface Shell frontier Oil and Gas, Inc In-Situ Standard American Oil Co. Surface Temple Mountain Energy, Inc. In-Situ U.S. Oil Sands Surface Western Eneregy Partners Surface

Tabela 12 - Empresas com tecnologia para exploração de óleo de folhelho ( INTEK, 2011)

2.2.5.1. Processo

O folhelho betuminoso deve ser aqucido entre 400 e 500 graus Celsius to converter

o sedimento embutido em querogênio e combustíveis gasosos.

Este pode ser conseguido por meio da mineração e posteriormente pelo processo

de retorta em superfície, ou pelo aquecimento do folhelho betuminoso no local processo

conhecido como in-situ.Grande números de retortas pilotos foram testadas na década de

70 em escala semi comercial, obtendo resultados promissores para os verticais e

horizontais

O Diagrama da FIGURA 18 mostra a cadeia produtiva do folhelho betuminoso

desde a mineração até a produção final do folhelho betuminoso, onde também , se vê a

separação entre os processos de superfície e In-Situ.

58

Pré-Produção

Produção

Pós-Produção

FIGURA 21 - Diagrama de fluxo da cadeia de produção do folhelho, (EASAC, 2007)

Exploração de

Depósito de Folhelho

betuminoso

Preparação para

esmagar o minério

MIneração Perfuração, fraturamento

e Preparação

Processo Superficial Processo In-Situ

Retorta

Melhoria do óleo de folhelho

Retortagem In-Situ Converção In-Situ

Retortagem in situ

e Produção Aquecimento do

Folhelho

betuminoso e

Produção

Melhoria do óleo

de folhelho

Produtos Refinaria Combustíveis líquidos

Resíduos da

Mineração

Resíduos

Reuso

Descarte de

folhelho

Cimento,

Tijolos,...

.....

Disposição

Recuperação Limpeza da Área

59

Existem dois tipos de folhelho, o folhelho betuminoso e o pirobetuminoso,

cujas diferenças são as seguintes:

No folhelho betuminoso, a matéria orgânica (betume) disseminada em

seu meio é quase fluida, sendo facilmente extraída;

No folhelho pirobetuminoso, a matéria orgânica (querogênio), que

depois será transformada em betume, é sólida à temperatura ambiente.

O óleo de folhelho refinado é idêntico ao petróleo de poço, sendo um

combustível muito valorizado. Os EUA detêm a maior reserva mundial de folhelho,

seguidos pelo Brasil – cujo principal depósito fica no Paraná, na formação Irati como

visto anteriormente.

O folhelho betuminoso pode ser produzido de duas formas, minerado (figura

19) e utilizando a tecnologia in-situ, esta elimina a necessidade de mineração e a

pirólise aquecendo o produto dentro do próprio reservatório (figura 20).

O processo de mineração tem três passos a serem seguidos: 1 - Mineração

do folhelho betuminoso, 2 – pirólise do folhelho betuminoso para produzir o óleo de

querogênio, 3 – processamento do óleo de querogênio para fabricação de matéria

prima e produtos químicos de maior valor agregado.

FIGURA 22 - Fluxograma de produção do óleo de folhelho superficial (EA institute, 2010)

FIGURA 23 - Fluxograma de produção do óleo de folhelho in-situ (EA institute, 2010)

Produto

químicos e

combustíveis

recursos Processar

querogênio pirólise mineração

Produto químicos e

combustíveis recursos

Processar

querogênio pirólise in-situ

60

2.2.5.2. Característica da rocha.

Há uma variação muito grande dos depósitos de folhelho pelo mundo, onde

há caracterização de grandes diferenças no nível de produção de óleo como

mostrado na tabela 4 devido a variação das características químicas peculiares a

cada região, os valores são médias das produções de cada país, pois dentro dos

mesmos , ainda existe uma variação grande entre as próprias reservas.

PAÍS KG DE ÓLEO /TON LITROS DE ÓLEO / TON

MARROCOS 50-60 70

AFRICA DO SUL 10 10,75

USA 57 70

BRASIL 70 77

TURQUIA 56 60

TAILANDIA 50 68

ALBANIA 55 64

ESTONIA 167 176

UCRANIA 126 136

ISRAEL 62 65

JORDANIA 100 115

AUSTRALIA 56 61

Tabela 13 - Produção de óleo - (adaptado de Estonian Academy Publishers, 2006 ).

A distribuição de folhelho betuminoso pelo mundo pode ser vista no gráfico,

onde se verifica a distribuição percentual de cada uma das categorias de volume

produzido a partir do folhelho.

FIGURA 24 - Distribuição em porcentagem da quantidade de hidrocarbonetos na rocha, adaptado de (SANTOS, MATAI, 2010).

61

2.2.5.3. Tecnologia superficial

Antes que o minério seja transformado em óleo, ele dever ser primeiramente

minerado, dependendo da profundidade e outras características do reservatório de

folhelho betuminoso serão utilizadas um tipo de tecnologia, ou mineração de

superfície ou mineração subterrânea.

Mineração de superfície é a preferida por ser mais econômica e

tecnologicamente mais fácil, este sistema é utilizado até uma profundidade de 45 m,

ao passo que a Mineração subterrânea é realizada como em minas de carvão,

fazendo uso de toda segurança possível para evitar desmoronamentos. A Mineração

de superfície é utilizada para aquelas zonas que se encontram próximo à superfície.

Uma vez que o mineral foi extraído, este é aquecido entre 400 e 500ºC para

converter o kerogênio em folhelho betuminoso e combustíveis gasosos.

Dependendo da eficiência do processo, uma parte do querogênio não pode

ser vaporizado, mas depositado como "coque" no restante de folhelho, ou

convertidos em hidrocarbonetos em estado gasosos. Em alguns processos, o

carbono residual e os gases podem ser capturados e queimados para fornecer calor

ao processo. Para os fins de produção de óleo de folhelho, o processo ideal é

aquele que minimiza as reações termodinâmicas que formam o coque e

hidrocarbonetos gasosos e maximiza a produção de óleo de folhelho.

Os dois maiores processos de pirólise são mostrados a seguir, definidos

como Separador Vertical e Separador Horizontal.

O separador vertical vem sendo utilizado desde o início das extrações de

folhelho betuminoso. O Separador de Combustão a Gás ,The Gas Combustion retort

(GCR), desenvolvido pela Cameron Engineers e a U.S. Bureal of Mines é um dos

mais bem sucedidos dentre as retortas verticais Uma variação chamada Petro-Six

está em operação no Brasil (FIGURA 22). Alcança alta separação e eficiência

térmica. Uma grande vantagem do GCR é que não requer água de resfriamento, o

que é uma grande vantagem em regiões áridas.

Este sistema utiliza um vaso refratário ao qual o folhelho esmagado desce

pela força da gravidade, gases reciclados entram pela parte inferior e são aquecidos

pelo folhelho na medida em que eles sobem através da retorta, ar é injetado na

62

retorta em um ponto cerca de 1/3 da base onde se mistura com o gás quente.

A combustão dos gases e do carbono residual juntamente com o folhelho que

passou aquece o folhelho imediatamente a cima da zona de combustão.

Vapores de óleo e gases são resfriados pelo folhelho que entra no topo do

separador deixando o mesmo em forma de névoa.

A maneira como o sistema funciona dá ao mesmo uma alta eficiência térmica.

Resumindo o processo de retortagem vertical funciona da seguinte forma:

o O folhelho esmagado move-se pela ação da gravidade.

o Os gases reciclados são injetados por baixo e são aquecidos pelo

folhelho retortado. Ar é injetado e misturado aos gases quentes de

reciclo.

o A combustçao dos gases e do carbono residual do folhelho utilizado,

aquece o folhelho bruto acima da zona de combustão para a retortagem.

o Vapores de óleo e gases refrigerados deixam a retorta pela porta de

entrada de folhelho no topo da retorta em forma de névoa.

o O folhelho desce pela gravidade.

o Cada passo do processamento do folhelho é gerenciado pelo

gerenciamento do fluxo de gás na retorta.

o A retorta pode ser operada de modo de combustão direta ou indireta.

No modo indireto os gases são queimados em um forno separado onde

o calor é direcionado até a retorta.

o Fora dos Estados Unidos, esta tecnologia esta sendo utilizada com

maiores esforços e difusão.

63

FIGURA 25 – Sistema GCR ( DOE-2008)

2.2.5.3.1. Petrosix

Abaixo será demonstrado o funcionamento do Processo Petrosix projetado

pela Petrobras, em funcionamento na formação Irati no estado do Paraná no Brasil.

No processo Petrosix, o folhelho numa granulometria de 11 a 85 mm é

alimentado continuamente pela parte superior da retorta por meio de um mecanismo

que permite a selagem do vaso e, ao mesmo tempo, a distribuição de carga de uma

maneira uniforme no topo do leito de folhelho no interior da retorta.

64

O escoamento do folhelho é por gravidade, atravessando as zonas de

secagem, aquecimento, retortagem e resfriamento. Na zona de retortagem, o

folhelho sofre uma decomposição térmica, liberando a matéria orgânica nele contida

sob a forma de óleo e gases.

O calor de retortagem é suprido por uma corrente gasosa a elevada

temperatura (reciclo quente), que entra no nível médio de retorta (zona de

retortagem), onde se mistura com uma segunda corrente, que é injetada pelo fundo

da retorta (reciclo frio), com a finalidade de recuperar o calor sensível do folhelho

que foi retortado.

Funcionamento do Processo Petrosix em operação em escala industrial na

unidade atualmente. Nas zonas de secagem e aquecimento, a massa gasosa

ascendente cede calor para o folhelho, resfriando-se, resultando na condensação de

vapores de óleo e na consequente formação de uma fina neblina, que é captada

pelos ciclones e precipitador eletrostático, constituindo o óleo pesado.

O gás isento de neblina passa então pelo compressor, dividindo-se em três

correntes:

_ uma volta para o fundo da retorta, como reciclo frio;

_ a outra é aquecida em forno e também volta para a retorta como reciclo

quente;

_ e a última corrente é enviada a um condensador onde se separa a fração

condensável que constitui o óleo leve.

Terminando o processo de retirada do óleo e gás da rocha, o folhelho

retortado, depois de frio, é devolvido à área minerada a ser reabilitada.

Os gases incondensáveis efluentes deste equipamento são encaminhados

para Unidade de Tratamento de Gás, para a recuperação de GLP, dessulfuração de

enxofre e produção do gás combustível.

Atualmente o óleo produzido é vendido diretamente para as indústrias e

também vendido para a Refinaria de Araucária. Toda a nafta é processada pela

refinaria, produzindo gasolina. O GLX e o enxofre são vendidos diretamente para

terceiros.

O folhelho exaurido da matéria orgânica é retirado do fundo da retorta através

de um sistema de selagem hidráulica, onde se incorpora água para o resfriamento e

posterior rejeito.

65

A velocidade de retortagem é regulada por meio do mecanismo de descarga,

especialmente desenvolvido para retorta Petrosix, que propicia o escoamento do

leito de folhelho (SANTOS, MATAI -2010)

Em sua unidade industrial, a Petrobrás/Six desenvolveu também um processo

de reciclagem de pneus e borrachas via co-processamento com o folhelho, que

permite a adição de 5% em peso de pneus picados. Com essa tecnologia é possível

reciclar 140 mil toneladas/ano ou o equivalente a 27 milhões de pneus. Uma

tonelada de pneus rende, aproximadamente, 520 kg de óleo, 36 kg de gás, 420 kg

de resíduos e 24 kg de água (TONEL, TAFFAREL, 2004).

A Petrosix processou em média , de 2002 a 2011 uma quantidade diária de 2

milhões toneladas de folhelho. Produzindo os derivados conforme a Tabela 6.

FIGURA 26 - Processo Petrosix adaptado (SANTOS, MATAI, 2010).

200ºC

480ºC

250ºC

xisto cru

+ 5% pneu

óle

o d

e f

olh

elh

o 8

6%

retorta

precipitadoreletrostático

ciclone

óleo

int.

co

mp

resso

r/tu

rbin

a

forno aquecedor

óleo pesado

queima de óleo e gás (GLX)

água

vaso lavador

água de retolavagem+ óleo leve

vaso

gás de processo

unidade condensadora

folhelho bruto

66

2.2.5.3.2. Paraho e Paraho II

Os processos Paraho e Paraho II incorporam a alimentação gravitacional,

separador de eixo vertical. Minério esmagado move-se através do separador pela

força gravitacional. O minério é progressivamente aquecido enquanto atravessa o

separador até atingir a temperatura de separação, neste momento o minério libera

óleo e gás juntamente com água. A água, o óleo e o gás são removidos do

separador e enviados para um sistema de recuperação onde o óleo é separado da

água e do gás e preparado para o processamento externo. Uma porção do gás é

reciclado através do sistema , enquanto a parte remanescente pode ser usada como

combustível para operações externas. Como o folhelho quente processado

gradualmente esfria, ela age como uma fonte de calor para gases fluindo em

contracorrente usados para aquecer o minério não processado.

FIGURA 27 - Paraho II™ – Modo direto Shale Tec (Department of Energy, 2004).

67

FIGURA 28 - Paraho II™ – Modo Indireto Shale TecU.S (Department of Energy , 2004).

2.2.5.4. Separador Horizontal

2.2.5.4.1. Alberta Taciuk Processor (ATC)

No separador horizontal o folhelho é aquecido através de um forno horizontal,

como o modelo ATP Horizontal Rotary Kiln (FIGURA 25)

A tecnologia do separador de superfície que está ganhando mais atenção é

hoje a Alberta Taciuk Processor (ATP). O processo do ATP, inicialmente projetado

para a extração de betume da areia betuminosa, combina o uso da recirculação dos

gases e transferência de calor direto e indireto dos sólidos quentes girando em um

ambiente do forno rotativo (FIGURA 25). O processo permite a transferência de

energia autossuficiente para a retorta e fazer a combustão do folhelho. Uma parte do

folhelho processado quente que é recirculado para a secção de retorta, mistura com

a alimentação fresca, e fornece o calor para a pirólise através de transferência de

calor direta, solido-a-sólido.

68

FIGURA 29 – Separador horizontal - Alberta Taciuk Processor (ATP) (U.S. Dep. of Energy, 2004)

2.2.5.5. Tecnologia in-situ

Processo in-situ pode ser tecnicamente viável em depósitos mais profundos,

mais ricos, onde a rocha tem permeabilidade natural ou onde a permeabilidade pode

ser criada por fraturamento.

Verdadeiro processo in-situ não envolve mineração.

O folhelho é fraturado, ar é injetado,o folhelho é inflamado para

aquecer a formação e o óleo de folhelho move-se através das fraturas até os poços

de produção.

Dificuldade em controlar as chamas e áreas sem aquecimento pode

acabar deixando óleo não recuperado para trás.

Processo in-situ modificado envolve mineração abaixo ou acima do depósito

de folhelho antes do aquecimento para criar espaços vazios de 20 a 25 por cento.

O folhelho é aquecido por ignição no topo do reservatório para

recuperar fluido afrente ou a baixo da zona de aquecimento.

O processo in-situ modificado pode melhorar a performance de

aquecimento do reservatório, aumentando o fluxo de gases e líquidos através das

rochas de formação, aumentando o volume e a qualidade do óleo produzido.

Ambos sistemas verdadeiro ou modificado, são desafiados pelo potencial de

contaminação do lençol de águas subterrâneas pela pirólize do óleo e pela

quantidade de metais e outras substâncias tóxicas deixados para trás.

Adiante são mostrados alguns processos in-situ modificados

69

2.2.5.5.1. Processo de conversão in-situ (ICP) Shell

O processo in-situ envolve aquecimento no próprio reservatório no subsolo.

Diferentes critérios têm sido propostos e testados. Como mostrado na tabela 3 , há

33 empresas testando novas tecnologias para produção do folhelho betuminoso

dentre elas algumas in-situ. Abaixo será explanado as tecnologias da Shell e

Exmobil.

A Shell desenvolveu e patenteou uma nova tecnologia, conhecida como o

processo de conversão in-situ (ICP) (figuras 15 e 16). ICP pode potencialmente

produzir combustíveis de alta qualidade para transporte a partir de folhelho

betuminoso, óleo de arenito e de carvão.

FIGURA 30 - Visão Geral do processo in-situ da Shell (INTEK, 2011)

70

FIGURA 31 - Detalhe do processo in-situ da Shell (INTEK, 2011)

O processo ICP, quando aplicado produz uma gama de gases incluindo

propano, hidrogênio, metano e etano, bem como produtos líquidos de alta qualidade

– combustível de jato, querosene e nafta – depois que o produto líquido inicial é

tratado. O processo ICP envolve a colocação de aquecedores elétricos ou a gás em

poços perfurados verticalmente e gradualmente o folhelho betuminoso é aquecido

em um intervalo de vários anos até que o querogênio seja convertido em

hidrocarbonetos de gases e óleo que a partir daí é produzido de forma convencional.

O processo melhora a distribuição do calor pelo reservatório e elimina

problemas de altas temperaturas e necessidades de controles sobre o aquecimento

devido as chamas.

O processo poderá produzir 100.000 bbl/d e uma rentabilidade de U$

25,00/bbl , porém o tempo que deverá ser esperado para iniciar a produção poderá

atingir uma década elevando o risco financeiro.

2.2.5.5.2. Processo Eletrofrac (ExxonMobil)

A ExxonMobil está propondo o processo Eletrofrac que é projetado para

aquecer o folhelho betuminoso in-situ pela aplicação de eletricidade através de

fraturas induzidas no folhelho que devem ser primeiramente preenchidas com

material condutor para formar um elemento de aquecimento resistivo. O

aquecimento gradativamente vai fluido da fratura à formação de folhelho betuminoso

71

que com o passar do tempo e com a temperatura crescente, se transforma em

folhelho betuminoso solido para folhelho betuminoso líquido, onde pode ser

produzido de forma convencional.

FIGURA 32 – Processo Eletrofrac ( INTEK, 2011)

Processo de aquecimento in-situ por eletricidade.

2.2.6. Impacto da matriz energética no preço do óleo.

Processos para extração do folhelho betuminoso ainda estão nos estágios

iniciais de desenvolvimento, embora ele seja reconhecido como uma potencial fonte

de energia desde meados de 1800. Esporadicamente em períodos de alta de preço

do barril de petróleo, tentou-se retomar a extração e comercializar o folhelho

betuminoso, porém com as quedas repetidas do preço do óleo, o processo de

retomada foi interrompido. Com a preocupação da ultima década com a subida dos

preços do barril, novamente se retoma o interesse pelo folhelho betuminoso.

72

2.2.6.1. Principais riscos de investimento:

Variação no preço do barril de petróleo – estima-se o custo de produção do

folhelho betuminoso em torno de U$54 o barril (DOE, 2008).

Tecnologias mais modernas como in-situ para extração do petróleo ainda é

recente e fratura hidráulica da rocha é bastante contestada ecologicamente devido a

possibilidade de criar abalos sísmicos e poluição do lençol freático.

Grandes impactos ambientais.

Necessidade de muita água para a produção, principalmente daquela

proveniente da mineração.

Embora os recursos de folhelho betuminoso sejam enormes, ainda não se

sabe o quanto pode ser recuperado. No futuro o folhelho betuminoso poderá ser

produzido em quantidade que tenha uma relação lucrativa, e poderá com avanços

tecnológicos chegar a ajudar a reduzir o consumo do petróleo convencional

derrubando assim o seu preço. Uma estimativa de que uma produção de 3 milhões

de barris /dia, poderia reduzir o preçodo barril de petróleo convencional de 3% a

10% em 2030 .

Esta estimativa foi baseada em um preço eslásticox de -0,3 à -0,6 e um total

de produção de óleo convencional de 110 milhões de barris diarios e o preço

nominal de $50,00 o barril (EASAC, 2007).

2.2.7. Impactos ambientais

A maior perturbação que a produção do folhelho betuminoso pode provocar

é sem duvida aquela causada pelo uso da terra, onde se tem uma grande mudança

no local,muitas vezes tem que se substituir a agricultura para se dar lugar a

mineração, embora esforços tem sido feito para se restabelecer o ecossistema logo

após o uso da terra, tentando mantê-la como antes. Alem da grande mudança no

solo, há a poluição gerada através da liberação do gás estufa dióxido de carbono

proveniente da queima do folhelho betuminoso e do folhelho betuminoso. A baixo há

uma explanação maior sobre as formas mais comuns de impactos ambientes

causados pela exploração do folhelho betuminoso.

73

2.2.7.1. Qualidade do Ar

Quando se aquece a rocha de folhelho embebida com o querogênio, além do

óleo também se produz gases, alguns podem ser capturados, beneficiados e

reutilizados na própria planta de trabalho, os gases de combustão contem os

elementos: Óxidos de enxofre e nitrogênio, dióxido de carbono, matéria particulada,

vapor de água e hidrocarbonetos. Tecnologia de limpeza de gás de combustão

disponível no mercado pode ser usada para limitar as emissões para quantidades

permitidas. Gases como óxido de enxofre, precisam ser capturados e processados

ou tratados. Outros gases produzidos, como NOx e SO2 , podem ser tratados com

tecnologia desenvolvidas para refino de petróleo.

Um grande problema no processamento do folhelho é a geração de CO2. Em

julho de 2011 a Petrobras através de sua subsidiária, a Petrosix, realizou um teste

de um sistema mais eficiente para sequestrar o carbono emitido na geração do

folhelho betuminoso na unidade de industrialização de folhelho em São Mateus do

Sul – PR. O sistema consiste em utilizar o gás CO2 produzido na queima, misturado

à oxigênio puro . O processo permite que a Unidade da SIX, São Mateus do Sul

(PR) obtenha uma corrente de CO2 com pureza elevada, pronta para captura, e tem

potencial para reduzir em até 32% as emissões de CO2 na área de refino, com custo

50% inferior ao da tecnologia disponível atualmente, por ab-sorção com aminas. O

teste demonstrou também uma possível escalada de produção do processo Petrosix

(Petrobras, 2011).

2.2.7.2. Descarte do folhelho consumido

Quando o folhelho betuminoso é aquecido à 500ºC, a matéria orgânica

conhecida como querogênio é convertido em folhelho betuminoso, o folhelho usado,

composto de matéria carbonática e outros minerais, é descartado da retorta e

resfriado. Dependendo da localização e do processo empregado, algumas tortas de

folhelho podem estar contaminadas por minerais pesados e outros materiais

orgânicos tóxicos que precisarão de manuseio, tratamento ou descarte especial.

O volume do folhelho utilizado aumenta de 13 a 16% em relação ao folhelho

74

no local de mineração, pois ao ser tratado deixa um espaço vazio devido à retirada

do querogênio. O terreno em que foi retirado o folhelho deverá ser tratado e mantido

as características iniciais da produção, uma forma como isso pode ser feito é o

processo de recuperação utilizado pela Petrobras em São Mateus do Sul em sua

unidade Petrosix.

Em São Mateus do Sul, as escavações chegam a atingir 40 metros de

profundidade, mas, a cada etapa de escavação e retirada do folhelho, o solo é

reconstituído com a recomposição das camadas originais, podendo, então, ser

utilizado para o plantio de florestas nativas, desenvolvimento da agricultura ou

atividades pecuárias. Também, por meio de convênio firmado com a Universidade

Federal do Paraná, a reconstituição da cobertura vegetal para fins

agrossilvopastorisxi, através da sucessão de culturas e forrageiras, comprovando a

possibilidade de reutilizar os terrenos reabilitados para desenvolver lavouras e áreas

de pastagens. A fim de auxiliar no trabalho das áreas mineradas, foram instaladas

colmeias, para que as abelhas acelerassem a polinização das flores, ajudando a

reconstituir a cobertura vegetal.

2.2.7.3. Qualidade da água

São necessárias proteções para evitar a contaminação das águas e do solo

da mineração, da operação de retorta, outras águas descartadas e particularmente

das pilhas de folhelho descartadas. Também há necessidade de se ter controle do

aquecimento e combustão do processo in-situ para se produzir folhelho betuminoso.

Água é um subproduto do processo de retorta do folhelho betuminoso. Esta

pode ser produzida em uma razão de 108 -144 litros por tonelada de retorta de

folhelho, e dependendo do processo de retorta empregado esse volume pode cair

para 7 – 18 litros (DOE, 2007). Esta água produzida tem uma quantidade grande de

substâncias orgânicas e inorgânicas agregadas, que podem ser facilmente

removidas com tecnologias convencionais. Depois do tratamento esta água pode ser

descartada ou utilizada em sistemas de resfriamentos.

Como alternativa a água pode ser minimamente tratada para remover

substâncias voláteis odoríferas e usada para molhar o folhelho durante operações

de eliminação. Se esta opção for escolhida, água e substâncias minerais e orgânicas

75

restantes seriam fisicamente presas dentro da pilha de folhelho compactado. Essa

opção poderia eliminar riscos ambientais associados a eliminação de água tratada.

No processo in-situ onde se utiliza detonação e queima pode haver

contaminação do lençol freático onde houver, pois este tipo de exploração deixa

fraturas e vazios na rocha, o que pode levar ao contato entre fluidos água-óleo.

76

2.3. Hidrato de gás

2.3.1. Introdução

Hidrato de gás é um sólido cristalino composto de água e gases de peso

molecular pequeno, onde as moléculas de água, associadas umas às outras com

ligações de hidrogênio, encapsulam moléculas de gás como o metano e dióxido de

carbono ( Sloan, 1998 )

PROPRIEDADE GELO METANO

Densidade (Kgm^-3) 916 912

Módulo de incompressibilidade (Pa) 8,8x10^9 5,6x10^9

Módulo de cisalhamento (Pa) 3,9x10^9 2,4x10^9

Constante dielétrica (-) 94 58

Condutividade térmica (Wm^-1 K^-1) 2,25 0,5

Entalpia de fusão ( Jmol^-1 ) 6000 55000

Tabela 14 - Propriedades físicas dos hidratos de gás e do gelo comum. ( Sloan, 1998 )

FIGURA 33 - Formação cristalina molecular do hidrato de gás, onde se observa 01 molécula de carbono ( cinza ) unida com 04 moléculas de hidrogênio ( verde ) formando o gás metano e também observa-se 01 molécula de oxigênio ( vermelho ) unida com 02 moléculas de h Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector.

77

Os hidratos são formados sob condições de pressão moderada, baixa

temperatura e concentrações adequadas de moléculas de gás na água dos poros

dos sedimentos. Na natureza, tais condições coexistem nos assoalhos marinhos

com profundidades d'água entre 300m e 500m (dependendo da temperatura de

fundo da água), bem como em regiões polares, associadas com permafrost (Max e

Lowrie, 1996).

A composição molecular e isotópica dos hidrocarbonetos gasosos, bem como

a profundidade em que esses hidratos são encontrados, leva a crer que a maior

parte do gás metano existente na forma de hidratos tem origem na alteração

bacteriana da matéria orgânica.

Sua litologia está associada a sedimentos inconsolidados do fundo marinho,

como lamas, nódulos de diversos tipos de carbonatos composto quase que

exclusivamente de aragonitas, fósseis de diversos tipos e tamanhos como

foraminíferos, bivalves, ostracodes, gastrópodes, etc.

A molécula hóspede mais comum nos hidratos de gás marinho é o metano

(CH4), tanto os de origem biogênica quanto os de origem termogênica; os

hidrocarbonetos mais pesados e moléculas como o CO2 e o H2S normalmente

ocorrem em proporções menores que 2% (Kvenvolden, 1993). Enquanto o CO2, o

H2S e o C2+ servem para aumentar a temperatura de dissociação do Hidrato de gás

( Fig. 31), a presença de sais dissolvidos na água reduz a estabilidade deste.

Os Hidrato de gás são abundantes nas margens continentais do mundo com

altas taxas de sedimentação, as quais asseguram rápido soterramento e

preservação da matéria orgânica, desde o fundo do mar associados aos sedimentos

até em regiões congeladas dos pólos (permafrost) formando um gigantesco

reservatório, potencialmente móvel e que está integrado ao ciclo do carbono.

São encontrados como agregado químico de cor esbranquiçada, em forma

de gelo, composto basicamente de carbono, hidrogênio e oxigênio. Estima-se que a

quantidade de massa total de carbono em hidratos de gás marinho é de 1.5x1016 Kg

( Buffett, 2000 ). Se convertida em energia, esta quantidade de metano equivale a

duas vezes o total de recursos fósseis já descobertos. O metano liberado do

derretimento dos hidratos pode provocar mudanças climáticas ( Harvey & Huang,

1995; Haq, 2000 ). A decomposição de hidratos também pode afetar a estabilidade

78

dos taludes submarinos (Carpenter, 1981), porque o gás liberado gera

sobrepressão.

A FIGURA 31 mostra o diagrama de fases dos hidratos de gás, onde as

flechas brancas indicam a influência de gases como dióxido, que servem para

promover a estabilidade do hidrato e as flechas pretas mostram como os sais

reduzem a estabilidade através de uma queda em atividade química da água.

A espessura da zona de estabilidade de hidratos de gás na margem

continental é controlada pela pressão hidrostática e pelo gradiente em temperatura

que existe dentro dos sedimentos. Com uma lâmina de água mais profunda, a

temperatura de derretimento dos hidratos fica mais alta, e a espessura da camada

de sedimentos que pode suportar a ocorrência de hidratos fica mais extensa.

FIGURA 34 - Diagrama de fase mostrando as condições de pressão e temperatura adequadas pela estabilidade termodinâmica de hidratos de gás.

Fonte: Revista Brasileira de Geofísica, Vol. 18(3), 2000

Apesar da ausência de ligações químicas entre a água e o metano, a

estrutura estável do hidrato permite que o gelo não se derreta até temperaturas bem

acima de 0° C desde que a pressão predominante e a concentração de gases sejam

suficientemente altas ( Fig. 31 ).

O principal fator que controla a estabilidade termodinâmica e a distribuição

espacial dos hidratos de gás é a variação em solubilidade de metano dentro da água

dos poros. A solubilidade do metano em água é baixa, e varia em função da

temperatura e da pressão hidrostática. As características físicas e químicas dos

sedimentos também influenciam a forma de crescimento e estabilidade deste

mineral. A temperatura aumenta com a profundidade nos sedimentos, e devido a

79

isso, a curva geotérmica eventualmente cruza a linha de estabilidade termodinâmica

do hidrato de gás ( FIGURA 32 ).

FIGURA 35 - A zona de estabilidade de hidratos de gás está limitada pela intersecção da curva de estabilidade do Hidrato de gás com a curva de temperatura dentro dos sedimentos marinhos. Embaixo da zona com hidratos de gás existe normalmente uma zona de gás livre liberada pela desassociação do Hidrato de gás. A camada de sedimentos com gás dentro do espaço poroso cria uma zona de baixa velocidade sísmica, que produz um refletor paralelo ao fundo marinho que se chama o BSR.

Fonte: Revista Brasileira de Geofísica, Vol. 18(3), 2000

80

FIGURA 36 - Estabilidade de hidrato de gás em campos marinho e configuração de permafrost, after Ruppel, 2007. Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

2.3.1.1. Detecção geofisica de hidratos de gás

O estudo e prospecção dos hidratos de gás dentro dos sedimentos marinhos

é realizado normalmente mediante métodos geofísicos indiretos. O sinal mais

comumente usado para identificação de hidratos de gás em sedimentos marinhos

tem sido a presença de uma anomalia sobre os registros sísmicos chamada de BSR

(Bottom Simulating Reflector), que nada mais é que o limite inferior do hidrato de

gás, que separa este da zona de gás livre.

Os hidratos possuem uma alta velocidade de propagação de ondas sísmicas,

de aproximadamente 3,3 Km/s ao redor de duas vezes a velocidade dos sedimentos

do fundo marinho que os contém. Desta forma, a camada de sedimentos que

contém os hidratos, tem uma velocidade significativamente maior que o estrato

subjacente, normalmente saturado de gás livre. Este contraste de velocidade de

propagação produz uma reflexão muito forte da energia sísmica incidente, que dá

origem ao denominado BSR.

Na figura abaixo podemos notar na zona de hidratos uma velocidade sísmica

aumentada com a profundidade e na zona abaixo desse, zona de gás livre, observa-

81

se uma queda na velocidade. Este contraste de velocidade produz uma reflexão

muito forte da energia sísmica, surgindo assim o BSR.

FIGURA 37 - Dados sísmicos e de perfis de poços do hidrato da acumulação de Blake Ridge

(adaptado de Ecker et al., 1997). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e

Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

2.3.1.2. Evidência de hidratos de gás em estudos marinhos

A FIGURA abaixo mostra estudo através de sísmica para detecção de

hidratos de gás realizado na Margem Pacífica do Canadá, que afetam as

propriedades da rocha abaixo do leito marinho, onde resultam no BSR ( Buttom

Simulating Reflector ). O estudo sísmico foi realizado em uma área de 29.500 km²

com 110m de espessura no sedimento rochoso. Observa-se uma zona de gás livre

abaixo da zona de estabilidade de hidratos.

82

FIGURA 38 - Estudo sísmico para detecção de hidrato de gás realizado na Margem Pacífica do Canadá Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

Abaixo temos alguns tipos de perfilagem ( Gamma Ray; Porosidade;

Densidade; Resistividade ) para verificação da presença de hidratos de gás. A

sísmica é utilizada como método geofísico indireto.

FIGURA 39 - Exemplo de perfilagem no reservatório de Mallik 5L - 38 - Canadá ( um dos maiores reservatórios de hidrato de gás do mundo). Há 10 vezes mais concentração de hidrato de gás que as reservas de gás convencional. Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

O BSR marca a profundidade máxima de estabilidade de Hidrato de gás de

metano ( FIGURAs 37,38 e 39). Perfurações realizadas revelaram uma zona basal

de sedimentos com gás livre, de pequena velocidade sísmica superposta por uma

83

zona de sedimentos com velocidade acima do normal devido à cimentação (fraca ou

forte) pelos cristais de Hidrato de gás (Holbrook et al., 1996). Em alguns lugares, a

presença de Hidrato de gás revele-se como uma redução nas amplitudes dos

refletores sísmicos: a chamada Blanking ou blindagem (Lee et al, 1993 - Fig. 38).

Blanking é provocada por cimentação, que reduz o contraste em impedância sísmica

entre camadas de sedimentos de textura diferente.

FIGURA 40 - Secção sísmica mostrando um Refletor BSR típico, e o efeito de redução de amplitudes de refletores dentro da zona de estabilidade de hidratos de gás. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica, Vol. 18(3), 2000

FIGURA 41 - Características geofísicas do hidrato de gás de Blake Ridge, costa leste dos EUA, vista em seção sísmica no flanco da estrutura (adaptado de Krenvolden e Barnard,1982). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

84

FIGURA 42 - BSR ( amarelo ) no Golfo do México examinada pelo USGS multicanal utilizando dados sísmicos recolhidos no Keathley Canyon area, Note-se que O BSR cruza todos as camadas de sedimentos.Fonte: The U.S. Geological Survey Gas Hydrates Project

FIGURA 43 - Mostra a espessura média de 79,0m de camadas de hidrato de gás na Margem Atlântica do Canadá. O BSR traça um paralelismo com o fundo oceânico. Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

Para a caracterização dos hidratos de gás são efetuadas análises

geoquímicas, sedimentológicas e paleontológicas em amostras de hidratos como

também nas rochas hospedeiras para definir a composição, idade, ambiente das

rochas hospedeiras.

As amostras são coletadas em equipamentos denominados Piston Core

(FIGURA 41 )

85

FIGURA 44 - Equipameto Piston Core Fonte: Estudos dos Hidratos de Gás do Mar do Japão e da Margem Passiva do Brasil - Nilo Siguehiko Matsuda E&P/UN-EXP/ST/MSP

FIGURA 45 - Cristais de hidrato de gás recuperados a 300m embaixo do fundo marinho em sedimentos finos da margem ativa da Costa Rica durante Leg 170 do Ocean Drilling Program. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica, Vol. 18(3), 2000

2.3.1.3. Formas de ocorrência de hidratos de gás

Além do preenchimento dos poros os hidratos podem existir como: nódulos, lentes e

matriz.

As Figuras 43,44,45, 46 e 47 ilustram as formas dos hidratos disponíveis.

86

FIGURA 46 - Formas de ocorrência dos hidratos ( nódulos, lentes e matriz ) - Reservatório de Mallik - Canadá Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

FIGURA 47 - Amostra / testemunho de hidratos Fonte: Estudos dos Hidratos de Gás do Mar do Japão e da Margem Passiva do Brasil - Nilo Siguehiko Matsuda E&P/UN-EXP/ST/MSP

87

FIGURA 48 - Outra forma de amostra de hidratos Fonte: Estudos dos Hidratos de Gás do Mar do Japão e da Margem Passiva do Brasil - Nilo Siguehiko Matsuda E&P/UN-EXP/ST/MSP

FIGURA 49 - Sedimento do fundo marinho composto de bacteria mats e lama. Notar a formação de hidratos de gás em forma de gelo.

Fonte: Estudos dos Hidratos de Gás do Mar do Japão e da Margem Passiva do Brasil - Nilo Siguehiko Matsuda E&P/UN-EXP/ST/MSP

88

FIGURA 50 - Acúmulo de hidrato de gás coberto por uma fina camada de sedimentos. Foto tirada por um robô submarino. Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

2.3.2. Distribuição de hidratos de gás pelo mundo

As evidências e ocorrências de hidratos de gás continentais e marinhos têm

sido identificadas e observadas desde a década de 1970, tanto em regiões com

permafrost como em margens continentais, relacionadas a áreas com elevadas

taxas de sedimentação e rápido soterramento .

Devido à possibilidade de uma redução de energia em escala mundial em

futuro próximo, os hidratos de gás têm estado em evidência e o interesse pelo seu

conhecimento. O interesse pelos hidratos pode seguir duas vertentes principais: a

de " energy bussiness " como possibilidade de servir como insumo para geração de

energia e a geocientífica, pela influência do gás metano como condicionantes na

modificação climática e ambiental do planeta.

Gases naturias como os metanos, etanos, propamos tipicamente ocorrem

como uma fase gasosa sobre a Terra (Kvenvolden and Lorenson, 2001 ). Entretanto

sobre condições especiais estes gases podem combinar-se com água para formar

um sólido cristalino denominado Hidrato de Gás. Mundialmente estes hidratos de

gás representam uma gigantesca reserva natural de gás, especialmente metano. A

FIGURA 48 mostra a porcentagem de hidratos de gás comparado ao total das fontes

fósseis. A costa oeste da América do Norte, incluindo a costa oeste da Ilha de

Vancouver é conhecido como uma grande acumulação de hidrato de gás

89

especialmente em sedimentos offshore raso ( 0 - 250m ). Devido ao seu potencial

econômico significante desses hidratos, há considerável interesse em sua formação

e ocorrência.

FIGURA 51 – Comparação entre Reservas de Hidratos de Gás x Combustíveis Fósseis Convencionais Fonte: British Columbia Offshore Hydrocarbon Development Report of the Scientific Review Panel Volume Two – Appendices

FIGURA 52- Mapa de localização das principais ocorrências de hidratos de gás natural no mundo (modificado de USGS, 1999). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

90

2.3.2.1. Principais países e regiões produtoras de hidratos de gás

Quantidades significativas de gás natural têm sido detectadas em hidratos

presentes em muitas áreas da região Ártica, incluindo Sibéria, delta do Rio

Mackenzie e na Encosta Norte do Alasca. Na Encosta Norte do Alasca, a zona de

estabilidade dos hidratos de metano é muito extensa abaixo da planície costeira

setentrional (FIGURA 50). Na área da Bacia de Prudhoe, a espessura da zona de

hidrato é superior a 1.000m.

FIGURA 53 - Hidratos de gás da Encosta Norte do Alasca (USGS, 2003). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

Já no Canadá, as principais ocorrências de hidratos de gás são encontradas

no delta do Rio Mackenzie – Mar de Beaufort, no Arquipélago Ártico canadense, na

margem atlântica e na margem pacífica da costa oeste.

A área do delta do Rio Mackenzie e do Mar de Beaufort é caracterizada por

um gradiente geotérmico moderado, com espessa área permafrost em terra e no

mar, comumente com espessura de 200m e com baixas temperaturas nas bases

das camadas de permafrost, geralmente -1ºC (Majorowicz e Osadetz). Essas

condições são favoráveis para formação de hidratos. O hidrato de gás do delta do

Mackenzie - Mar de Beaufort contém o segundo maior volume estimado de metano

91

do Canadá. Os valores inferidos e estimados para a área de ocorrência, espessura,

porosidade, saturação e volume constam nas FIGURAS 51 e 52.

FIGURA 54 - Localização, profundidade e área potencial das ocorrências de hidratos de gás do Canadá (adaptado de Majorowicz e Osadetz, 2001). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

FIGURA 55 - Localização da Bacia de Beaufort junto ao Delta do Rio Mackenzie - Canadá Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

92

O campo de Messoyakha (FIGURA 53), situado ao norte da Sibéria Ocidental,

é um dos campos a produzir comercialmente gás relacionado a hidrato, mas a

extração não provém diretamente da zona de sedimento hidratado. O que tem

ocorrido é a produção de gás livre das zonas localizadas abaixo da base de

estabilidade do hidrato, ou seja, na zona de gás livre.

FIGURA 56 - Vista aérea da tundra em que se encontra o campo de gás de Messoyakha (à esquerda, acima), a “árvore de natal” (válvulas de controle, à esquerda, abaixo) do poço n° 130, perfurado no ápice da anticlinal de Messoyakha, e o modelo de acumulação do campo Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

Na estrutura anticlinal de Blake Ridge, situada na costa dos Estados

americanos da Carolina do Norte e do Sul, ocorre um dos mais significativos

volumes de gás de hidrato do mundo. São duas acumulações que, juntas, contêm

um volume recuperável de gás natural dezenas de vezes maior que a produção

anual americana de gás. A localização e a espessura dessas duas acumulações são

mostradas no mapa e na seção sísmica apresentados na FIGURA 54.

A ocorrência do hidrato de gás de Blake Ridge está relacionada com as

elevadas taxas de sedimentação na área, permitindo o soterramento rápido da

matéria orgânica ali depositada e preservada e posterior geração de gás biogênico

93

FIGURA 57 - Mapa de localização e seção sísmica transversal à estrutura anticlinal de Blake Ridge (USGS, 1999). Fonte: Leonardo Carvalho de Montalvão, Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. Divisão E&P Jaime Fernandes Eiras , ANP/UFPA

Países como USA, Reino Unido, Canadá, Japão, Noruega, Holanda,

Alemanha têm dado ênfase nas pesquisas relativa à exploração, explotação e

comercialização dos hidratos. Dentre esses países o Japão tem se destacado

fortemente nas pesquisas desde a caracterização até a comercialização dos hidratos

Na Costa Sudeste do Japão, ao longo do Oceano Pacífico, estudos

mostraram indícios animadores da presença de hidratos em vários horizontes, onde

os BSR´s são visíveis. Também na Costa Oeste do Japão foi confirmada a

recuperação de significativas amostras de hidratos de gás.

Recentemente o Japão saiu na frente com relação a exploração de hidrato de

gás a partir 1000 pés abaixo no assoalho marinho, onde os hidratos estavam

aprisionados em estruturas cristalinas de água congelada. A estimativa do potencial

do hidrato de gás gira em torno de 10 trilhões de pés cúbicos para mais de 100

trilhões de pés cúbicos. Neste contexto o hidrato de gás pode conter em qualquer

lugar 15 vezes mais que todos os depósitos de gás de folhelho combinados

mundialmente existente. Esta quantidade estimada de gás pode suprir o Japão por

um século

Naturalmente, assim como o gás de folhelho nem todo esse potencial

energético será tecnicamente recuperável, em virtude das tecnologias que estão

sendo desenvolvidas para sua extração. Os hidratos são as maiores fontes de

94

energia fósseis inexploradas no mundo e eles estão distribuídos em todo o mundo,

conforme FIGURA 55.

FIGURA 58 - Ocorrência e localização de depósitos de hidrato de gás ao redor do mundo. Map

compiled by the USGS. Fonte: The U.S. Geological Survey Gas Hydrates Project

O Japão hoje é o maior importador de gás natural liquefeito e face à

estimativa de preços ser quatros vezes mais que aqueles praticados nos USA, o

desenvolvimento de tecnologias para exploração de hidratos de metano torna-se

primordial para combater esse alto preço de importação do energético.

Ainda assim, dado o preço relativamente alto do gás natural no Japão -

atingindo mais de USD$ 16 por milhão de BTU métrica, em comparação a cerca de

3,50 dólares nos Estados Unidos - o país tem muita motivação para fazer a

tecnologia funcionar. Segundo a professora da Colorado School of Mines - Centro

para Pesquisa com Hidrato, o Japão poderá ser o primeiro país a produzir

comercialmente a partir de hidratos de gás naturais em alto mar, considerando a

atual dinâmica e financiamento significativo do programa japonês de hidrato de gás.

( fonte: MIT Technology Review ).

Dependendo de como será o custo da produção desta vasta fonte de energia

fóssil, o seu preço poderá baixar significativamente em escala mundial e com a

95

baixo no preço do energético o consumo aumentará e consequentemente poderá

ser danoso ao meio ambiente.

Em princípio a queima limpa do hidrato de gás poderia ajudar a diminuir o

consumo de carvão de países como a China e a Índia, assim como o baixo preço do

gás de folhelho , que é hoje a principal fonte de energia para a indústria da

eletricidade dos USA.

Os Estados Unidos, pelo fato de terem uma fonte de energia (gás de folhelho)

barata têm pouco incentivo em praticar o desenvolvimento de tecnologias para

extração de hidratos de gás, ao contrário do Japão onde o governo incentiva

massiçamente a pesquisa e o desenvolvimento de tecnologias para exploração dos

reservatórios offshore de hidratos de metano desde os anos 2000. Esses esforços

do Governo Japonês aumentaram desde que as usinas nucleares de Fukushima

foram desativadas devido ao vazamento de material radioativo de seu interior,

aumentando o custo de importação de carvão e gás natural liquefeito.

Assim como em fraturas hidráulicas, a comercialização de hidratos de metano

poderia causar uma redução de gases no efeito estufa ou um grande catastrófe.

Em suma o hidrato de metano mundialmente poderia reformular o mercado de

gás, assim como tem feito o gás de folhelho na última década.

O reconhecimento de hidratos de gás natural na margem brasileira adquire

uma particular relevância estratégica considerando-se as demandas atuais de

futuras do consumo de gás natural para produção energética, já que os

combustíveis fósseis de reservatórios convencionais encontram-se atualmente, em

termos mundiais, no pico de produção, com tendência ao declínio. As acumulações,

constatadas e inferidas, e as novas tecnologias que vêm sendo desenvolvidas para

produzir gás natural a partir de hidratos, estão aumentando o interesse pelos

hidratos como alternativa energética para o século XXl.

O entendimento dos hidratos de gás natural será útil na exploração desse

grande potencial gaseífero, no seu aproveitamento e no estabelecimento de

diretrizes para regulação e proteção do meio ambiente.

96

2.3.2.2. Indícios de formação de hidratos nas bacias brasileiras

Os refletores BSR já foram registrados em estudos geofísicos na margem

continental brasileira, na Foz do Amazonas no norte (Sad et al., 1998) até a Bacia de

Pelotas no sul (Fontana & Mussumeci, 1994). Provavelmente, os hidratos de gás

ocorrem em muitas outras áreas, desde que haja uma quantidade suficiente de

metano biogênico e termogênico. Recentemente, Lópes (2009) indicou registros

sísmicos que comprovam a presença de hidratos de gás na região do Cone do Rio

Grande (RS), entretanto ainda não existem análises químicas e geoquímicas que

comprovam a existência de hidratos de gás na Região do Cone. Em bacias

sedimentares como a de Campos, Espírito Santo e Cumuruxatiba, onde os diápiros

são comuns, é provável que os hidratos de gás ocorram associados a exudações

localizadas, como aquelas encontradas no Golfo do México e no Delta do Rio Niger

(Hovland et al., 1997).

Considerando a falta de tecnologia disponível e os dados limitados sobre a

distribuição dos hidratos de gás no Brasil, ainda é cedo para ser assertivo sobre o

futuro desse recurso no país. É possível que em águas profundas exista um tipo de

ocorrência de hidrocarbonetos onde os hidratos de gás bloqueiem os poros em

arenitos turbidíticos formando assim uma trapa por ação capilar que pudesse

permitir a acumulação economicamente viável de gás, ou até mesmo óleo (Grauls et

al. 2001; Clennell et al. 2000).

É importante lembrar que para cada geocientista pesquisando a ocorrência

natural de hidratos de gás existem dois ou três engenheiros e químicos trabalhando

na prevenção dos problemas que podem surgir em linhas de transmissão

submarinas e outras instalações. As explorações de petróleo se direcionando a

águas profundas e ultraprofundas, a maior limitação econômica para desenvolver

muitos campos pequenos e remotos é o grande custo envolvido na instalação e

manutenção de equipamentos para injetar e retirar produtos químicos inibidores da

formação de hidratos de gás. Mesmo que as concentrações economicamente

viáveis de hidratos, e os meios de explotá-las nunca forem desenvolvidos, o impacto

econômico destes compostos ao setor de óleo e gás no Brasil será ainda imenso.

97

Ao menos em três regiões ao longo da Margem Passiva da Costa Brasileira

são visíveis indícios indiretos de hidratos de gás, os BSR´s.

Os BSR´s da Bacia de Pelotas, considerada por muitos autores como uma

das mais importantes do planeta, se estende em uma área de aproximadamente

40.000 km² . Na área do BMS-10 - Bacia de Santos, foi detectado fortes BSR´s,

contudo a sua abrangência não foi ainda efetivada. Seria de suma importância a

mudança da matriz energética Brasileira principalmente como potencial gaseífero

que nossas bacias apresentam e pelo fato das fontes convencionais fósseis

apresentarem alto índice de emissão de poluentes.

2.3.3. Histórico de produção 2.3.3.1. Métodos de produção

Para liberar o metano preso às estruturas cristalinas de hidratos de gás é

necessária a redução da pressão, ou o aumento da temperatura. Um dos métodos

empregados por engenheiro Japoneses é o método da despressurização, que

consiste na perfuração de um poço numa formação onde a água é bombeada para

fora. A diferença de pressão entre o depósito subterrâneo e do poço faz com que o

metano seja liberado.

Outra técnica consiste em injetar vapor dentro de um poço para estimular o

fluxo de metano, porém isso requer uma quantidade significativa de energia, e, por

isso, parece ser ineficiente. O método de despressurização parece ser capaz de

produzir as maiores taxas de recuperação, com aplicação periódica de calor.

Também se pode injetar algum tipo de inibidor, como por exemplo o metanol,

para dentro do poço com o objetivo de dissociar o hidrato e estimular o fluxo do gás.

A FIGURA 56 mostra os métodos descritos acima.

98

FIGURA 59 - Plano de produção focado na dissociação in-situ e produção dos poços Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

2.3.3.2. Tipos de depósitos de hidratos de gás

A FIGURA 57 mostra os tipos de depósitos de hidrato de gás, onde observa-

se a formação metano biogênico sob ação de bactérias em depósitos superficiais;

depósitos de hidrato de metano acima e abaixo do limite inferior dos permafrost no

Ártico; hidrato de metano em depósitos abaixo do fundo marinho; acumulação de

hidrato de gás sobre o fundo marinho e a infiltração lenta de metano proveniente de

baixo do leito marinho.

99

FIGURA 60 - Tipos de depósitos de hidratos de gás. Fonte: The U.S. Geological Survey Gas Hydrates

Project

Em março de 2012, pesquisadores apresentaram dados de um teste de

produção concluída, onde o metano fluiu por seis semanas a partir de uma formação

abaixo do pergelissolo na Encosta Norte do Alasca. Neste teste, realizado em

conjunto com a JOGMEC (Japan Oil Metals National Corporation) e Conoco Philips,

o dióxido de carbono foi injetado num depósito de areia e trocado pelo metano.

Embora ainda em fase experimental, o método poderia efetivamente seqüestrar

dióxido de carbono atmosférico e remover o gás natural, um combustível fóssil de

queima relativamente limpa. O dióxido de carbono, também desempenha um papel

na libertação do metano, mas entender com qual eficiência e rapidez a reação

ocorre precisa de mais estudo, diz Boswell.

Na FIGURA 58 observa-se o teste para produção do poço 5L - 38 de Mallik (

Canadá )

São três projetos de poços experimentais na Bacia de Mallik - Canadá. A

partir do poço central foi produzido o hidrato de gás, poço 5L - 38. Os outros dois

poços 3L - 38 e 4L - 38 são poços de observação a partir do qual os efeitos de

produção podem ser monitorados.

http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/FutureSupply/MethaneHydrates/projects/DOEProjects/MH_06553HydrateProdTrial.html

http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/FutureSupply/MethaneHydrates/projects/DOEProjects/MH_06553HydrateProdTrial.html

100

FIGURA 61 - Teste de produção de um poço Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

A FIGURA 59 mostra um a típica completação de poço, com os devidos

revestimentos associadas com as profundidades. O revestimento condutor há

91,0m de profundidade com 20" de diâmetro; a 609,0m há o revestimento de

superfície com 13 3/8" de diâmetro; a 1572,0m há o revestimento intermediário e a

2487,0m há o revestimento de produção com 7" de diâmetro. No detalhe observa-

se, na coluna de produção, uma malha com sensores de pressão e temperatura a

partir de fibra óptica.

101

FIGURA 62 Completação típica de um poço

Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

FIGURA 63 - Exemplo de teste de produção de hidrato de gás, através da injeção de corrente de água quente com dissociação do gás Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

102


2.3.4.1. Vantagens e desvantagens para exploração do hidrato de gás

Em relação aos principais fatores a favor do uso dos hidratos de gás como

fonte de energia, podemos citar três:

- O vasto volume de hidratos submarinhos, que apesar de estarem

distribuídos de forma dispersa, existem em concentrações grandes o suficiente em

alguns lugares que justificam a exploração econômica;

- O crescimento do mercado para o metano (gás natural), que além de ser

muito menos poluidor que o óleo e o carvão (por não conter enxofre), libera menos

dióxido de carbono (CO2) para a atmosfera e pode ser convertido em combustível

líquido (metanol) ou hidrogênio com uso de catalisadores;

- E a presença de hidratos em águas territoriais de países como o Japão e a

Índia, que por possuírem poucos combustíveis fósseis convencionais, garantiriam

uma fonte nacional de combustível.

Entretanto há algumas desvantagens em se explorar o composto:

- As reservas de óleo e gás ainda são abundantes e relativamente baratas

para a exploração, tornando-se mais economicamente viável a explotação que a de

Hidrato de Gás.

- A maioria das acumulações de hidratos de gás existe de forma dispersa, em

sedimentos finos e de permeabilidade baixa, dificultando a exploração comercial; e é

necessário gastar energia para derreter o hidrato congelado e liberar o gás.

- A exploração do gás, se feita erroneamente, pode contribuir para o efeito

estufa, chegando até a provocar mudanças climáticas.

- O grande desafio tecnológico é a forma de transporte do hidrato de gás

103

FIGURA 64 - Gráfico comparativo entre os combustíveis fósseis referente a emissões de carbono Fonte: Natural Resources Canada, Earth Sciences Sector

O hidrato de gás tem um conteúdo energético comparável ao betume e areias. Conteúdo de energia em SCF / ft ³ de rocha:

- Hidrato de gás: 40 - 50

- Metano de carvão: 8 - 10

- Tight gas sand: 5 – 10

2.3.4.2. Análise dos custos envolvidos no transporte de gás natural

O transporte do HGN é feito a temperaturas de 15°C e em condições

atmosféricas (MORAES, 2004)

Para a formação do hidrato é preciso que coexistam:

a) água a baixas temperaturas;

b) gás livre ou petróleo com gás dissolvido a baixas temperaturas;

c) temperatura do sistema inferior a 25 °C;

d) pressão hidrostática maior que 5,0 Kgf/cm².

Teoricamente, cerca de 180m³ de gás metano podem ficar concentrados em

1m³ de água. A redução drástica do volume de gás utilizado nessa tecnologia, leva à

otimização do transporte deste fluído.

104

Considerando que a tecnologia é padronizada internacionalmente, não há

viés na análise ao considerar os parâmetros de custos apresentados em CHANG

(2001).

O custo de capital ou custo inicial de investimento está relacionado

principalmente com a despesa em infraestrutura necessária para a aplicação da

tecnologia. O custo de operação está relacionado à manutenção do processo. Já o

custo de embarcação, quando houver, já que para os casos de transporte por

gasoduto ou GTW este custo não é considerado, está associado à distância de

transporte, estes custos podem ser observados na Tabela 11

Neste artigo, a distância de transporte foi fixada em 5000 km, que é a meta

aproximada do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) de expansão de

gasodutos até 2009, quando da interligação da malha Sudeste/Nordeste

(BRAZILIAN BUSINESS, 2006, p. 14).

Custo de Capital Custo de Operação

Custo de Embarcação

GNL $600/TPA $0,5/MMBTU $0,20/MMBTU

GASODUTO $5000/KM $0,9/MMBTU Zero

GNC $60MM $0,07/SCFD $21MM/yr

HGN 50% do GTL $0,37/MMBTU $0,15/MMBTU

GTL $4000/BPD $10,0/BBL $1,35/BBL

GTW $1,0/W 5% do custo do capital Zero

Tabela 15 - Custos de Capital, Operação e Embarcação (CHANG ,2001 – Rigzone , 2007)

Além disso, o preço do gás natural, utilizado para os cálculos, foi de US$

8/MMBTU,referente a média do último trimestre de 2006 (RIGZONE, 2007).

Abaixo uma tabela com demonstrativo do custo técnico unitário referente a

exploração do hidrato de gás em poços. Não estão inclusos taxas, lucros e

royalties.

105

CUSTO DE CAPITAL ($MM) PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO $ 121 INSTALAÇÕES ; TUBULAÇÕES; POÇO $ 348

SUB - TOTAL $ 469

CUSTO OPERACIONAL ($MM) INSTALAÇÕES E POÇOS $ 553

TAXAS DAS TUBULAÇÕES $ 1,596

SUB - TOTAL $ 2,149

TOTAL CAPITAL & OPERAÇÕES ($MM) $ 2,618

VENDA MÁXIMA DO GÁS ($MM) $ 456 Tabela 16 – Custo demonstrativo de operação de um poço de hidrato de gás

O desenvolvimento de hidratos de gás terrestre pode ser mais econômico

para o preço do gás acima de U$ 10 / MMscf. O maior custo unitário refere-se as

taxas das tubulações e linhas e as incertezas significativas referente a produção e

recuperação precisam ser resolvidas.

As exigências da compreensão dos poços de hidratos de gás, elevação

artificial e descarte de água para poços, representam custos adicionais comparados

com os poços convencionais. Deve-se considerar também a vida útil do poço bem

como seu fator de recuperação.

Desenvolvimento / calibração de modelos de simulação de hidratos requer

esforços contínuos. O cálculo da taxa de longo prazo é fundamental para a

economia do campo. Aplicação de novas tecnologias requeridas para maximizar as

taxas de recuperação.

106

2.3.5. Impacto da matriz energética nos preços do gás

2.3.5.1. Método de análise de investimentos Playback Period

As avaliações econômicas devem ser conduzidas com o objetivo de

classificar as opções tecnológicas de transporte de Gás Natural.

O custo de capital, a receita anual bruta e o período recuperação de

investimento (payback period) são os insumos dessa avaliação e, a partir deles,

pode-se comparar economicamente as tecnologias em estudo.

A recuperação de investimento (payback) é definida como o período de tempo

necessário para que a receita líquida de custos (operação e embarcação) iguale ao

investimento inicial (custos de capital). Supondo receitas líquidas estáveis calcula-se

o período de recuperação de investimento pela razão entre o custo de capital e a

receita anual menos custos operacionais e de embarcação, como mostrada na

equação (1).

Payback = Custo de Capital________________

(Receita - Custo de Operação - Custo de Embarcação)

Usando o método de análise de investimento payback foi obtido para os

vários tipos de tecnologia de transporte de gás, os resultados apresentados na

Tabela 13.

GNL GASODUTO GNC HGN GTL GTW

Custo de Capital (MM$) 4968,28 2500 60 3928664 7857327 5657,85

Receita (MM$) 2007,55 3188,97 3205,08 578937,6 7169811 19825,11

Custo de Operação (MM$) 125,47 358,76 76,83 26775,86 716981,1 282,89

Custo de Navegação (MM$/1000KM) 250,94 n/a 105 54275,4 483962,3 n/a

Payback (ANO) 3,05 0,88 0,02 7,89 1,32 0,29

Ranking de Classificação 5 3 1 6 4 2

Tabela 17 - Resultados obtidos com a aplicação do método Payback para o Brasil (Agência

Nacional do Petróleo,2013).

Comparando o período de retorno do investimento, observa-se que a

tecnologia de transporte de gás natural comprimido (GNC) é a mais vantajosa

economicamente, uma vez que resultou no menor número de anos para o retorno do

capital investido inicialmente. O período de recuperação do investimento foi menor

que um ano, tempo escolhido por CHANG (2001). É interessante ressaltar que as

tecnologias GTW (Gas to Wire) e Gasoduto também são viáveis economicamente,

107

quando comparadas ao período de payback proposto. O hidrato de gás natural

(HGN), por outro lado, se mostrou menos viável economicamente. Acredita-se que

este resultado se deva ao HGN ser uma tecnologia ainda em fase de

desenvolvimento em nível mundial.

Vale salientar que o modelo de avaliação econômico utilizado (payback) não

considera o custo de oportunidade. Contudo, é muito utilizado no processo de

escolha de projetos de investimento devido a sua extrema simplicidade, apesar de

apresentar uma lista de problemas (ver ROSS et al., 1995). Para uma análise de

projetos de investimento completa devem ser observados os aspectos econômicos,

tecnológicos e operacionais.

2.3.6. Conclusão

A tecnologia do uso de gás metano (hidrato de gás) como fonte de energia

não convencional é atualmenta uma das tecnologias mais promissoaras para o

futuro, uma vez que a quantidade de reservatórios dessa fonte é vasta nas margens

continentais de todo o mundo.

No entanto essa tecnologia vem sendo estudada e necessita de maiores

investimentos para dar continuidade aos estudos e experimentos. O Japão saiu na

frente com investimento massiço nessa tecnologia visando um futuro próximo, visto

que seu território é carente em fontes de energia convencionais e necessita de

grande quantidade de importação de petróleo, como exemplo.

Comparado aos demais combustíveis fósseis, o hidrato de gás representa o

maior recurso energético do planeta e produz mais energia gerando menos CO2.

Entretanto, o risco de ocorrerem grandes liberações do metano pela

dissocuação do hidrato, revertendo seu papel para um intensificador do efeito estuda

é, possivelmente, um dos grandes desafios envolvidos na sua produção ( Machado).

Com o desenvolvimento de novas pesquisas e com o início da produção

comercial, o hidrado de gás passe a ser considerada uma questão de grande

importância quando se trata de emissão de gases do efeito estufa.

108

2.4. Tight Gas-Sands

2.4.1. Introdução

Com o aumento da demanda de combustíveis fosseis e o declínio da

produção mundial, a extração de gás oriundo de fontes não convencionais, como por

exemplo, tight gás sands, tornou-se um grande desafio nos dias atuais. O grande

potencial de reservas e preços atrativos faz com que estas fontes ainda pouco

exploradas mundialmente, se tornem cada vez mais atrativas para a exploração em

larga escala.

O crescimento da participação do gás natural na matriz energética mundial

aumentou de 17% em 1980, para próximo de 25 % de acordo com dados mais

recentes. Este aumento deve-se a políticas ambientais para a utilização de energia a

FIGURA 62 - Distribuição global das reservas provadas de gás natural ( Elaboração própria com estatística da CIA WORLD FACTBOOK, 2011).

24%

16%

14% 4% 4%

4%

4%

31%

Russia

Irã

Catar

Arabia Saudita

EstadosUnidosTurcomenistão

EmiradosArabesResto doMundo

109

base de hidrocarbonetos e também à evolução tecnológica, o que permitiu, entre

outras aplicações, a utilização de gás em substituição ao carvão e principalmente ao

óleo em usinas geradoras de eletricidade, resultando em uma maior eficiência aliada

a uma emissão menor de carbono. Nos países de clima temperado, onde no inverno

as temperaturas são muito baixas, a utilização de gás para calefação se faz

necessária que resulta em uma grande utilização nos setores residenciais e

comerciais. Nos países com clima tropical, a utilização é maior no setor industrial e

na geração de energia elétrica

FIGURA 66- Estatística de consumo mundial de gás natural ( IEA - INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2012)

Gro ss C o n su m p tio n o f N atu ra l Gas

b y OE C D R eg io n

0

100

200

300

400

500

600

1Q2009 3Q2009 1Q2010 3Q2010 1Q2011 3Q2011

Bill

ion

cu

bic

me

ters

O EC D P ac if ic

O EC D Euro pe

O EC D N o rth

A m eric a

110

_________________________________________________________________________________

Entre 90 % e 100% Entre 50% e 90 % Abaixo de 40%

___________________________________________________________________

Bélgica, Finlândia, Itália, Alemanha, Áustria, Reino Unido,

Luxemburgo , Portugal, Hungria, Polônia, Estados Unidos

Suécia, Suíça, Grécia, ( somente 10 %).

Espanha, Coréia, França,

República Eslovaca, Turquia,

República Tcheca, Japão,

Irlanda.

Tabela 18 - Dependência de importação de gás natural ( IEA - MONTLY GAS STATISTICS, 2010).

Desta relação da tabela 14, apenas dois países irão incrementar sua

produção nacional de gás natural nos próximos 5 a 10 anos; enquanto 16 países

indicam que suas dependências de importação de gás irão aumentar nos próximos

anos. Somente os Estados Unidos tem reduzido a sua dependência de gás

importado nos últimos anos, devido ao impressionante crescimento na produção de

gás oriundos de fontes não convencionais.

2.4.1.1. Definição

Dependendo da organização de cada país, há uma versão para a definição de

tight gas sands, sendo que a mais comumente aceita mundialmente pelos países

produtores é a estabelecida pelo decreto de 1978 da política de gás dos Estados

Unidos da América que define a " formação de Tight Gas Sands como reservatórios

de gás situados em rochas com permeabilidade igual ou menor do que 0,1 md "

(KAZEMI, H , 2010).

111

Entretanto é importante entender que, embora esta definição resuma de uma

forma clara a característica deste tipo de reservatório, não é somente a

permeabilidade que tem um papel importante na produção de gás em reservatório

de Tight Gas Sands. Uma análise mais detalhada, mostra que o fluxo de gás neste

tipo de reservatório é também função muitos fatores físicos, como pressão,

propriedades dos fluídos, temperaturas do reservatório e da superfície, net pay ,

drenagem, inclinação do poço, constante não Darcyana (HOLDITCH, S. A., 2006).

Uma outra definição aceita indica que " Tight Gas Sands são reservatórios

formados por rochas sedimentares ou carbonáticas com baixa permeabilidade onde

a estimulação do reservatório é necessária e também tecnologias especiais de

perfuração são requeridas, para se obter vazões economicamente viáveis e também

recuperação " (FORWARD ENERGY GROUP INC., 2006).

Outra definição indica que " um reservatório de tight gás sands pode ser

profundo ou superficial, de alta pressão ou de baixa pressão, alta temperatura ou

baixa temperatura, tipo manto ou lenticular, homogêneo ou naturalmente fraturado, e

pode conter uma simples camada ou multiplas camadas" (FORWARD ENERGY

GROUP INC., 2006).

2.4.2. Geologia e Tipo de Reservatório

Tecnicamente o que define um reservatório convencional de um não

convencional é o fator permeabilidade. Um reservatório convencional tem uma

média - alta permeabilidade, o que normalmente permite uma produção e

recuperação economicamente viáveis; enquanto que um reservatório não

convencional, requer uma massiva estimulação e processos de recuperação, como

injeção de vapor, para que possa produzir em volumes economicamente viáveis.

112

FIGURA 67 - O triângulo de recursos mostra os volumes de reservas convencionais e não convencionais e as diferenças de níveis de tecnologias entre elas ( ARI).

Os reservatórios tradicionais de tight gas sands são tradicionalmente limpos,

com rochas com baixa permeabilidade. A media de porosidade é de 5% a 10 % e

permeabilidade fica entre 0,01 e 5 mD . O mais conhecido nos EUA é o da base

profunda de Alberta desenvolvido nos anos 70´s e 80´s; sendo ainda uma área de

interesse nos dias atuais. Este tipo particular de tight gas sands é chamado de

Basin-Centered Gas Accumulation ( BCGAs) e o mecanismo de trapeamento não é

estrutural ou estratigráfico, mas um " bloco de água" sobre o gás causado por baixa

permeabilidade relativa. Há atualmente considerável exploração e desenvolvimento

nestes tipos de tight gás sands, especialmente nos EUA, Europa e no Oriente Médio

Com o constante desenvolvimento nos métodos de fraturamento, iniciado em

campos de base profunda, e em poços horizontais, até mesmo zonas de gás com

menor porosidade e baixa permeabilidade são agora campos economicamente

viáveis. A geologia de muitos campos de tight gas sand, não importa se antigos

como o de Alberta Deep Basin, ou mais modernos é um pouco mais complicado do

que os campos de gás convencionais. Uma das melhores definições é a descrita por

G.C. Naik :

“Quatro critérios que definem um BCGA como o de Alberta Deep Basin,

incluem baixa permeabilidade, pressão anormal, reservatórios de gás saturado e

down dip water leg ( perna de água submersa )" ( G.C. NAIK , 2003).

A FIGURA 65 ilustra a diferença entre os campos convencionais e não

convencionais de basin centered gas. O intervalo vermelho no meio indica um updip

113

water block, com gás abaixo em uma trapa não convencional e com a trapa

convencional acima do selo

FIGURA 68 - BCGA convencional e não convencional (G.C. NAIK)

Naik também menciona o bloqueio de água de nível superior que trapeia a

água - updip water block ( FIGURA 66). Este exemplo mostra como o bloqueio de

água e do gás posicionam-se na curva de permeabilidade para o gás e a saturação

de água. Um pouco de água é produzida nas zonas de gás independente da

saturação de água , devido a baixa permeabilidade relativa da fase água. O

conceito de bloqueio de água significa meramente que a saturação de água

irredutível é muito alta.

114

FIGURA 69 - Curva de permeabilidade relativa para o gás (MASTERS , 1979).

Este conceito de bloqueio de água tem sido utilizado para explicar como

dentro de unidades litologicamente contínuas, reservatórios de gás de camadas

inclinadas inferiores podem ser trapeadas por reservatórios de água de camadas

inclinadas superiores ao gás. Neste modelo da FIGURA 66, a camada de água atua

como um selo superior ( Masters, 1979).

As principais características de um reservatório tipo BCGS - Basin Centered

Gas System são :

Extensões específicas.

Pode ter fronteiras difusas.

Existem campos que se fundem em uma só acumulação.

Não tem um selo ou trapeamento padronizado.

Não tem um contato gás-água padronizado ( definido).

Tem hidrocarbonetos que não estão armazenados por mecanismos

hidrodinâmicos.

Normalmente pressurizado com valores fora do padrão de um reservatório de

gás convencional.

Tem um grande numero de recursos disponíveis , porém com um baixo fator

de recuperação.

115

Tem " Sweet Spots " geológicos de produção ( FIGURA 65).

Tipicamente tem reservatórios com baixa permeabilidade.

Normalmente tem reservatórios normalmente fraturados.

Tem reservatórios geralmente próximos à rochas geradoras.

Tem pouca produção de água.

Normalmente tem camada de água sobre a de gás.

Tem poucos furos secos.

Os poços tem uma estimativa de recuperação total abaixo dos reservatórios

de gás convencionais.

Existem dois tipos básicos de BCGS : diretos e indiretos

O tipo direto é definido como tendo uma rocha geradora de gás inclinada

enquanto um indireto tem uma rocha geradora de óleo inclinada.

Na tabela 15 são definidos alguns atributos de BCGS diretos e BCGS indiretos. ________________________________________________________________________________

BCGS diretos BCGS indiretos_____ - Rochas geradoras de gás - Rochas geradoras de óleo - Geração de mecanismos de - Fraturas de mecanismos hidrocarbonetos pressurizados. de óleo pressurizadas. - Sub ou sobre-pressurizados. - Normalmente sub-pressurizados. - Selos de bloqueio de capilaridade - Selos litológicos. e permeabilidade relativa. - Integridade temporária de selos - Integridade temporária de selos longa. variáveis. - Cortes superiores através de fronteiras - Conformações superiores com leito. estruturais e estratigráficas. - Distâncias curtas de migração de gás. - Distâncias curtas ou longas de migração de gás. - Máximo de BCGA normalmente maior que - Máximo de BCGA normalmente maior que 0,7 % Ro. 1,3 - 1,4 Ro.

Tabela 19 - Diferenças de características entre BCGS direto e indireto ( G.C.NAIK, 2003)

Embora o tight gas sands possa ser considerado um importante tipo de

reservatório de gás tipo basin-centered, nem todos eles são considerados basin-

centered gas association ( BCGAs).

116

_________________________________________________________________________________ ______Tipo_____________________________ _Característica____________________ Área geográfica Dezenas de centenas de milhas quadradas Normalmente na mais central e profunda porções das bases sedimentares localizadas nas regiões mais extensas de gás -saturado muito mais larga que as trapas convencionais de óleo e gás. Tipo de recursos Muito grande em recursos in-place. Baixa média de fator de recuperação. Relação a água Normalmente ausência de água na parte inferior do reservatório; flutuabilidade não é um fator significante; produção de água é quase inexistente ou até nula. Fronteiras das armadilhas Armadilhas estruturais e estratigráficas tem importância limitada. Pressão do reservatório São comuns tanto super-pressurizado como sub-pressurizado. Rochas geradoras Fisicamente bem próxima das rochas reservatórios. Permeabilidade do reservatório Geralmente menor que 0.1 mD.

Tabela 20 - Sumário das características comuns associadas com baixa permeabilidade e BCGAs (C.G.NAIK, 2003)

A principal característica que diferencia um reservatório não convencional de

um convencional é a baixa permeabilidade. Num reservatório convencional há um

grande range de saturação de água em que tanto água como gás podem fluir. No

entanto, em um reservatório de baixa permeabilidade, há um grande range de

saturações de água em que nem água e nem gás podem fluir. Em alguns

reservatórios de muita baixa permeabilidade, não há fluxo de água até mesmo em

altas saturações de água. A FIGURA 67 mostra estas relações de fluxo e saturações

de água e óleo em reservatórios convencionais e não convencionais. Enquanto em

um reservatório convencional há ranges de saturação de água e gás em que ambos

podem fluir conjuntamente, em um reservatório não convencional há ranges de

saturação de água e gás em que nenhum dos dois fluidos podem fluir.

117

FIGURA 70 - Ilustração esquemática de relação entre permeabilidade relativa e pressão capilar e fluxos de água e gás.( C.G.NAIK, 2003)

2.4.3. Reservas no mundo e Brasil

A partir dos anos 90´s com a construção do gasoduto Brasil-Bolivia para a

importação de gás deste país, e com as descobertas principalmente na Bacia de

Campos, houve um grande crescimento no Brasil na utilização do gás como fonte de

energia. Nas FIGURAS 68 e 69 podemos visualizar o crescimento das reservas

provadas de gás natural, produção, consumo e da malha nacional de distribuição de

gás natural no nosso território nacional

118

FIGURA 71 - Evolução das reservas , produção e consumo de gás natural no Brasil ( SECRETARIA DE ENERGIA DO ESTADO DE SÃO PAULO , 2012).

FIGURA 72 - Evolução da malha de gasodutos no Brasil ( SECRETARIA DE ENERGIA DO ESTADO DE SÃO PAULO , 2012).

No âmbito internacional, as reservas provadas de gás natural também vêm

crescendo, como mostra a tabela 17.

0

60

120

180

240

300

360

420

480

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Re

serv

as P

rov

ad

as (b

ilhõ

es m

³)

Pro

du

ção

e C

on

sum

o d

e G

ás

Na

tura

l (m

ilh

õe

s m

³/d

)

Brasil - Evolução da Produção, Consumo e Reservas Provadas de Gás Natural - Período 2000-2011

Reservas (eixo direita) Consumo (eixo esquerda) Produção (eixo esquerda)

4,0

0

5,4

3

5,4

3

5,7

1

5,7

2

5,7

3

5,7

6

5,7

6

6,4

2

7,1

8

7,7

0

9,3

0

3,9

7

5,2

1

7,3

5

8,7

5

9,3

6

10

,98

12

,91

13

,74

15

,22

16

,32

17

,56

18

,76

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Até1999

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

mil

km

Brasil - Evolução da Malha de Gás Natural

Gasoduto de Transporte Gasoduto de Distribuição

119

Regiões Geográficas, Países e

Blocos Econômicos.

Reservas provadas de gás natural (trilhões m3) 11/10

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total 169,62 171,28 171,78 172,28 173,21 176,54 185,06 187,33 196,13 208,44 6,27

América do Norte 7,38 7,38 7,47 7,83 8,00 8,74 9,04 9,80 10,32 10,83 4,86

Canadá 1,66 1,60 1,60 1,63 1,64 1,63 1,75 1,73 1,79 1,98 11,01

Estados Unidos 5,29 5,35 5,45 5,79 5,98 6,73 6,93 7,72 8,20 8,49 3,54

México 0,42 0,42 0,42 0,41 0,39 0,37 0,36 0,36 0,34 0,35 4,41

Américas Central e do Sul 6,97 6,82 6,96 6,84 7,24 7,36 7,41 7,46 7,47 7,58 1,55

Argentina 0,66 0,61 0,54 0,44 0,45 0,44 0,40 0,38 0,36 0,34 -5,07

Bolívia 0,81 0,78 0,76 0,74 0,74 0,71 0,71 0,69 0,28 0,28

-

Brasil 0,24 0,24 0,32 0,30 0,34 0,36 0,36 0,36 0,42 0,45 8,61

Colômbia 0,12 0,11 0,12 0,11 0,12 0,12 0,11 0,12 0,15 0,16 6,51

Peru 0,25 0,25 0,32 0,33 0,33 0,33 0,34 0,34 0,35 0,35

-

Trinidad e Tobago 0,59 0,53 0,53 0,53 0,48 0,48 0,44 0,41 0,38 0,40 5,31

Venezuela 4,18 4,22 4,29 4,31 4,71 4,84 4,98 5,08 5,46 5,53 1,29

Outros 0,12 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,06 -3,33

Europa e ex-União Soviética 56,74 57,78 57,37 57,26 57,06 56,99 62,32 62,98 67,99 78,69 15,73

Alemanha 0,19 0,17 0,16 0,15 0,13 0,12 0,10 0,08 0,07 0,06 -9,65

Azerbaijão 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,24 1,31 1,26 1,27 1,27 0,01

Cazaquistão 1,83 1,83 1,83 1,83 1,84 1,88 1,88 1,88 1,88 1,88

-

Dinamarca 0,13 0,14 0,13 0,12 0,12 0,07 0,05 0,06 0,05 0,05 -11,54

Holanda 1,43 1,36 1,33 1,28 1,22 1,17 1,17 1,15 1,10 1,10

-

Itália 0,16 0,12 0,11 0,11 0,09 0,08 0,06 0,08 0,09 0,09 -8,09

Noruega 2,12 2,46 2,39 2,36 2,30 2,31 2,21 2,05 2,04 2,07 1,37

Polônia 0,12 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,12 0,12 0,12

-

Reino Unido 1,00 0,90 0,83 0,48 0,41 0,34 0,29 0,26 0,20 0,20

-

Romênia 0,31 0,31 0,29 0,63 0,63 0,63 0,62 0,61 0,60 0,11 -81,68

Rússia 42,53 43,44 43,26 43,28 43,27 43,32 43,30 44,38 44,38 44,60 0,50

Turcomenistão 2,59 2,59 2,59 2,59 2,59 2,59 8,10 8,05 13,37 24,32 81,89

Ucrânia 1,00 1,00 1,00 1,00 0,99 0,99 0,97 0,96 0,94 0,93 -0,03

Uzbequistão 1,67 1,68 1,68 1,67 1,69 1,69 1,68 1,62 1,60 1,60

-

Outros 0,44 0,43 0,43 0,44 0,43 0,45 0,44 0,43 0,28 0,28 1,07

Oriente Médio 71,76 72,36 72,35 72,80 72,75 74,18 75,44 75,95 79,36 80,03 0,84

Arábia Saudita 6,65 6,75 6,76 6,82 7,07 7,30 7,57 7,92 8,02 8,15 1,68

Barém 0,11 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,23 0,22 0,35 58,81

Catar 25,78 25,34 25,36 25,64 25,54 25,46 25,37 25,32 25,05 25,05

-

Coveite 1,56 1,57 1,57 1,57 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78

-

Emirados Árabes Unidos 6,05 6,05 6,08 6,11 6,44 6,44 6,09 6,09 6,09 6,09 0,00

Iêmen 0,48 0,48 0,48 0,48 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,48 -1,94

Irã 26,69 27,57 27,50 27,58 26,85 28,13 29,61 29,61 33,09 33,09

-

Iraque 3,19 3,17 3,17 3,17 3,17 3,17 3,17 3,17 3,17 3,59 13,13

Omã 0,95 0,99 1,00 1,00 0,98 0,98 0,95 0,95 0,95 0,95

-

Síria 0,25 0,29 0,29 0,29 0,29 0,28 0,27 0,28 0,28 0,28

-

Outros 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,10 0,22 0,22 0,04

África 13,76 13,86 14,20 14,07 14,38 14,62 14,66 14,72 14,52 14,53 0,06

Argélia 4,52 4,55 4,55 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50

-

Egito 1,66 1,72 1,87 1,89 2,05 2,07 2,15 2,19 2,21 2,19 -0,90

Líbia 1,50 1,49 1,49 1,32 1,42 1,54 1,54 1,55 1,50 1,50

-

Nigéria 5,00 5,05 5,23 5,15 5,21 5,29 5,29 5,29 5,11 5,11

-

Outros 1,08 1,04 1,06 1,20 1,20 1,22 1,18 1,19 1,20 1,23 2,35

120

Regiões Geográficas, Países e

Blocos Econômicos.

Reservas provadas de gás natural (trilhões m3) 11/10

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ásia-Pacífico 13,00 13,09 13,44 13,49 13,78 14,65 16,18 16,43 16,46 16,78 1,91

Austrália 2,53 2,38 2,32 2,35 2,37 2,29 3,52 3,53 3,67 3,76 2,54

Bangladesh 0,34 0,43 0,42 0,41 0,38 0,37 0,34 0,36 0,35 0,35 0,28

Brunei 0,35 0,34 0,34 0,34 0,33 0,34 0,32 0,31 0,30 0,29 -4,39

China 1,27 1,34 1,45 1,53 1,68 2,26 2,46 2,75 2,85 3,05 6,95

Índia 0,75 0,85 0,92 1,10 1,08 1,05 1,09 1,12 1,15 1,24 8,04

Indonésia 2,56 2,56 2,77 2,48 2,63 3,00 3,18 3,04 2,97 2,97

-

Malásia 2,52 2,46 2,46 2,48 2,48 2,38 2,38 2,40 2,44 2,44

-

Mianmar 0,44 0,41 0,49 0,54 0,54 0,49 0,35 0,33 0,22 0,22

-

Paquistão 0,76 0,79 0,80 0,85 0,85 0,85 0,84 0,82 0,81 0,78 -3,86

Papua Nova Guiné 0,43 0,43 0,43 0,43 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 -0,01

Tailândia 0,44 0,42 0,35 0,30 0,33 0,32 0,34 0,31 0,30 0,28 -6,12

Vietnã 0,23 0,22 0,22 0,22 0,22 0,48 0,56 0,68 0,62 0,62

-

Outros 0,38 0,46 0,46 0,45 0,45 0,38 0,36 0,33 0,35 0,34 -2,27

Total Opep 85,12 85,77 86,00 86,18 86,70 88,47 89,91 90,32 93,76 94,38 0,66

Total não Opep 84,49 85,52 85,79 86,10 86,52 88,08 95,15 97,01 102,37 114,05 11,41

Tabela 21 - Reservas provadas de gás natural, segundo regiões geográficas, países e Blocos

Econômicos – 2002-2011 (BP Statistical Review of World Energy 2012).

Como os Estados Unidos atualmente são o principal país na exploração

comercial de reservatórios de tight gas sands, será a principal fonte de informações

e estatísticas.

O desenvolvimento de muitos campos que atualmente são produtivos, iniciou-

se nos anos 70`s. Como exemplo, o campo de Dew-Mimms Creek no leste texano,

Piceance Basin no noroeste do Colorado ( Rulison, Mamm Creek), Green River

Basin of Wyoming ( Jonah, Pinedale, Wamsutter ), e o Denver-Julesberg Basin of

Colorado (Watenberg). O inicio do desenvolvimento consistiu em vários poços

espaçados produzindo à baixas vazões. Nos anos 80´s nos EUA, houve um grande

crescimento nestes tipos de campo, devido principalmente à incentivos fiscais do

governo para reservatórios com baixa permeabilidade ( menos que 0.1 milidarcy).

Nos anos 90´s, graças ao avanço em tecnologia sísmica 3D, poços horizontais e

estimulações com fraturas hidráulicas, os poços puderam ser perfurados e

completados de uma forma mais efetiva. Nos anos 2000´s , o aumento nos preços

de gás, incentivou o investimento de grandes empresas e resultou em um aumento

significativo no numero de poços perfurados.

121

A FIGURA 70 demonstra que nos Estados Unidos, que atualmente são um

dos países com mais incentivos a exploração alternativas, as fontes de produção de

gás oriundas de fontes não convencionais, ultrapassarão em muito as fontes de gás

convencionais.

FIGURA 73 - Mostra a evolução e previsão de produção de gás seco nos Estados Unidos da América e seus respectivos meios de produção, convencionais e não convencionais como Shale, Tight Sands e Coalbed Methane ( IHS CERA , FUELING THE FUTURE , 2010).

Os Estados Unidos da América atualmente produzem volumes substanciais

de gás natural oriundas de reservatórios de tight sands, shale-gas e coalbed

methane. Atualmente mais de 25% da produção de gás são oriundas de tight sands

e outras fontes não convencionais. Neste nosso estudo, tomaremos como exemplo

os EUA, pelo fato de estarem mais adiantados que outros países na exploração

deste tipo de reservatório.Outros países que também produzem gás de reservatórios

de baixa permeabilidade são : Australia, Argentina, Egito, Canada e Venezuela.

122

FIGURA 74 - Estados produtores de tight gás sands nos EUA (ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION, 2010).

FIGURA 75 - Reservas estimadas de tight gas sands ( TOTAL, 2007 ).

2.4.4. Histórico de Produção

A produção e utilização de gás natural como fonte de energia vêm crescendo

nos últimos anos, principalmente oriunda de fontes convencionais. A tabela 18

mostra a evolução da produção de gás natural e também o comparativo com o

petróleo com os respectivos operadores.

123

Operador Petróleo (barris) Produção de gás natural (mil m3)

Total 768.470.812,4 24.073.723,7

Petrobras 697.180.505,0 23.361.428,3

Chevron Frade 26.090.598,2 310.509,7

Shell Brasil 22.433.181,3 284.923,3

Statoil Brasil 9.548.523,0 18.400,4

Shell 6.274.212,9 64.691,6

BP Energy 4.176.073,2 9.659,2

Devon 1.561.053,2 4.173,3

Sonangol Starfish 303.753,2 1.584,6

Petrosynergy 242.409,0 5.279,7

Partex Brasil 121.943,7 38,8

Alvorada 106.184,8 1.682,3

W. Petróleo 77.801,8 349,7

UP Petróleo Brasil 75.385,8 1.231,2

Gran Tierra 69.052,5 1.209,6

Recôncavo E&P 58.891,9 219,9

Petrogal Brasil 51.885,1 125,6

UTC Engenharia 45.241,8 1.369,1

Severo Villares 13.528,0 373,2

Silver Marlin 8.498,0 270,2

Cheim 8.121,4 115,6

UTC Óleo e Gás 6.437,9 159,4

Norberto Odebrecht 4.202,7 13,4

Egesa 2.496,9 4,0

Vipetro 2.363,9 9,7

Central Resources 1.944,9 4,1

Santana 1.837,2 23,4

Koch Petróleo 1.490,4 1,2

Nord 1.465,0 0,9

Genesis 2000 941,8 1,5

Panergy 337,5 5.869,9

Orteng 243,4 -

Allpetro 139,6 0,7

Ral 65,2 0,4

UFBA 2,4 -

Tabela 22 - Produção de petróleo e gás natural por operador – 2011 ( ANP/SDP)

124

No Brasil ainda não há histórico de produção de gás natural por fonte de tight gas

sands. A produção mundial de tight gas sands cresceu nos últimos anos, principalmente nos EUA e Europa. A projeção para as próximas décadas é de um crescimento menor nestas duas regiões e um crescimento acentuado no continente asiático.

FIGURA 76 - Estimativa de fontes de energia para as próximas décadas, incluso tight gas sands ( BP - ENERGY OUTLOOK - 2010).

FIGURA 77 - Estimativa de crescimento para gás natural e as diferentes fontes ( EIA , 2010)

125

2.4.5. Tecnologia de Produção Atual e Desafios Tecnológicos

A característica de baixa permeablilidade deste tipo de reservatório, exige

tecnologias específicas para a perfuração e estimulação de produção de gás em

comparação com os métodos convencionais.

O poço deve ter uma exposição maior possível em relação ao reservatório,

sendo que para longas distâncias, desvios bruscos e poços horizontais são ideais.

Três condições são essenciais para exploração neste tipo de reservatório:

vários poços perfurados, fraturamento hidráulico e injeção de água a altas pressões.

A injeção de água em altas pressões permite criar uma série de fendas onde

o gás migra para os poços. A FIGURA 75 ilustra este tipo de processo.

FIGURA 78 - Esquematização de um poço com injeção de água para fraturamento hidráulico em um reservatório tipo tight gas sands ( TOTAL, 2013).

O objetivo da injeção de água à alta pressão é criar uma permeabilidade

maior neste reservatório, pois naturalmente este tipo de reservatório possui uma

baixa permeabilidade. Esta água para injeção normalmente é misturada com

proppants como areia ou cerâmica e uma pequena quantidade de aditivos ( na

ordem de 0,5 % do volume total de injeção). Estes aditivos normalmente são

agentes gelificantes, agentes tensioativos e bactericidas. A percentagem de cada

126

componente no aditivo dependerá de alguns fatores importantes como: pressão,

temperatura e a quantidade de proppants. O aditivo além de melhorar a eficiência do

processo, também esteriliza e previne a contaminação bacteriana do reservatório.

Cada poço deve ser fraturado em vários estágios , e quanto menos permeável

for o reservatório mais estágios serão necessários. Poços em uma formação não

convencional drenam um volume menor de rocha do que um reservatório de gás

convencional; logo para limitar a área geográfica de perfuração, cabeças de poços

são agrupadas em 10 a 30 poços horizontais perfurados em uma área comum

conforme FIGURA 76.

FIGURA 79 - Configuração de grupos de poços horizontais ( TOTAL, 2013)

A perfuração começa com um poço vertical até a profundidade onde se

encontra os reservatórios, por vezes abaixo de 3.000 metros da superfície para tight

gas sands. Quando o nível do reservatório é atingido o poço vertical inicia uma

inclinação até se tornar um poço horizontal e então é prolongado por vezes até

milhares de metros dentro do reservatório.

127

2.4.6. Impacto da Matriz Energética nos Preços do Gás

Extração de óleo ou gás de fontes não convencionais requer processos e

tecnologias que diferem muito daqueles utilizados em fontes convencionais em

termos de energia requerida para extração, custos e impactos ambientais.

A energia consumida para se extrair óleo ou gás de um reservatório

convencional é de cerca de 6 % da energia produzida. Para a extração de óleo ou

gás em fontes não convencionais, a energia requerida é muito maior chegando por

vezes a 30 % da energia produzida.

Quanto ao custo de produção, reservatórios de tight gas sands tem um custo

competitivo em relação a outras fontes não convencionais. A tabela 19 mostra

custos de produção das principais fontes não convencionais.

_______________________________________________________________________________ Custos de Produção U$ 2008 ($/GJ) ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ---------- Extra heavy oil 6.6 - 13.1 Oil Sand 6.6 - 13.1 Folhelho betuminoso 8.2 - 19.7 Coal bed methane 3.8 - 7.6 Shale gas 3.8 - 8.6 Natural gas hidrates 4.4 - 8.6 Tight gas 2.6 - 7.6 Tabela 23 - Custos de Produção - base U$ 2008 (IEA-ITSAP, 2010).

A extração de petróleo de fontes não convencionais requer uma quantidade

grande de calor para produção em comparação com as fontes convencionais.

Porém, na comparação da relação de energia utilizada/energia produzida do tight

gas sands com outras fontes não convencionais como oil sand, folhelho betuminoso,

gas shale , constata-se que esta relação é mais rentável no tight gas sands. Quanto

mais as tecnologias na produção de fontes convencionais vão evoluindo, mais os

custos vão reduzindo.

As mais relevantes tecnologias empregadas na produção de reservatórios de

tight gas sands em relação à redução de custos de produção são :

128

melhores tecnologias para encontrar os " sweets spots " dentro das

formações.

Espaçamento ideal entre os poços horizontais.

Desenvolvimento de melhores fluídos e proppants para a estimulação dos

poços.

Desenvolvimento de melhores métodos de baixo consumo de energia para a

separação da água do gás natural.

Desenvolvimento de formas de redução da área desmatada, como a

perfuração de vários poços horizontais a partir de um mesmo bloco.

Desenvolvimento de métodos para perfuração de poços de uma forma mais

rápida e com menor custo.

FIGURA 80 - Melhoria na relação energia requerida x energia produzida ( RESILIENCE ORG , 2008)

129

FIGURA 81 - Pirâmide de fontes de gás não convencionais (ARI - ADVANCED RESOUCES INTERNATIONAL, 2007).

Na terceira camada da FIGURA 78 a partir do topo, mostra a quantidade que

se estima ser tecnicamente recuperável, mas que ainda não está inclusa nas

reservas comprovadas.

Esta camada totaliza aproximadamente 580000000000000 de pés cubicos,

sendo que 260 trilhões de pés cúbicos são estimados como rentável a um preço

inferior a U$ 5,00 / mil pés cúbicos.

Já a segunda linha da terceira camada de 140 trilhões de pés cúbicos é

estimada para ser economicamente viável a um preço entre (U$ 5,00 e U$ 6,00) / mil

pés cúbicos e 180 trilhões de pés cúbicos é estimada para ser rentável a um preço

de U$ 6,00 / mil pés cúbicos.

Dos 580 trilhões de pés cúbicos de recursos técnicamente recuperáveis, 65%

diz respeito ao tight gas sands ( ARI - ADVANCED RESOURCES INTERNATIONAL

, 2007).

130

3. IDENTIFICAÇÃO DAS FONTES MAIS PROMISSORAS E PANORAMA DO MERCADO BRASILEIRO PARA UTILIZAÇÃO DO RECURSO

3.1. Mercado do Gás Natural no Brasil

A partir dos anos 90´s com a construção do gasoduto Brasil-Bolivia para a

importação de gás deste país, e com as descobertas principalmente na Bacia de

Campos, houve um grande crescimento no Brasil na utilização do gás como fonte

de energia. Nos últimos dez anos, o incremento na produção mundial de gás,

oriunda de fontes não convencionais (principalmente nos EUA) e de gás natural

liquefeito, fez com que os preços internacionais baixassem em 2008 de U$ 11 /

MMBTU para algo em torno de U$ 4 / MMBTU em 2013.

No Brasil, os preços ainda estão elevados em comparação aos principais

players mundiais , o que acarreta um custo maior para algumas industrias que são

consumidoras deste tipo de energia em seus processos de produção. Em 2012 o

consumo de gás natural no Brasil cresceu 22 % , enquanto que a produção nacional

cresceu na ordem de 7 % , o que obrigou o país a importar mais GNL para poder

atender a demanda.

Um estudo feito pela Agência Nacional de Petróleo ( ANP) em 2013, mostra

que o preço do GNL importado atingiu U$ 18 o milhão de BTU ( unidade

internacional de medida do gás) no mercado à vista ( mercado conhecido como

“spot” ( em 2012 o preço médio era U$ 12,91 o milhão de BTU).

No inicio deste ano, o Ministério de Minas e Energia estendeu por mais dois

anos a autorização para a Petrobrás importar até 40 milhões de metros cúbicos de

GNL no mercado à vista . Porém, baseado nos preços históricos, seria mais

econômico a importação através de contratos a longo prazo em comparação com a

compra à vista. A compra de GNL neste mercado à vista além de ser mais caro,

deixa o país mais sujeito à volatilidade do preço internacional do gás.

Outro fator no Brasil que prejudica o gás como fonte de energia

economicamente viável é o fato de termos duas formas distintas de precificação :

uma para o gás de origem nacional e outra para o gás importado da Bolívia.

Enquanto que no gás oriundo da Bolívia o reajuste de preços está atrelada ao

câmbio e a uma cesta de óleos, o gás de origem nacional têm uma outra forma de

precificação.

131

Os principais consumidores principalmente da região sul, como São Paulo

com 29% de participação, ficam a mercê de duas políticas distintas de reajuste de

preços o que pode gerar uma incerteza por parte dos grandes consumidores,

principalmente da industria, em investir no gás natural como fonte de energia em

suas matrizes produtoras.

O pré-sal , apesar dos desafios tecnológicos e de logística, é uma grande

oportunidade de tornar o gás natural no Brasil em uma fonte de energia com maior

fator de competitividade em relação à outras fontes de energia. Em poços de gás

associado ao petróleo , o gás têm um retorno financeiro inferior ao óleo e por isso é

normalmente “descartado” , sendo utilizado principalmente na injeção dos próprios

poços produtores para aumentar o fator de recuperação do óleo e

conseqüentemente reduzir investimentos em infraestrutura para transporte deste

gás. Segundo a ANP ( Agência Nacional de Petróleo) , nos últimos seis anos foram

reinjetados em média cerca de 10,7 milhões de metros cúbicos por dia.

Novas tecnologias para recuperação de poços com gás associado e

investimentos em infraestrutura de logística, aumentarão a produção de gás

nacional; e com preços mais competitivos irão gerar uma maior utilização em nosso

parque industrial e conseqüentemente fomentar um maior desenvolvimento nacional.

Em Novembro deste ano a ANP irá realizar o primeiro leilão de gás não

convencional com o objetivo de encontrar reservatórios de gás em terra, pois além

de ter um custo menor, estará mais perto dos centros consumidores. Segundo o

Ministério de Minas e Energia, através da secretária de Planejamento e

Desenvolvimento, o descobrimento de gás em terra permitirá fazer um ciclo

combinado direto com o sistema elétrico , ou seja, o gás que sai do poço é

diretamente transportado para o sistema de geração de energia elétrica, tal como já

é feito atualmente no Maranhão, reduzindo o custo de utilização como fonte de

energia.

132

3.2. Análise Econômica das Fontes Promissoras

No segmento de gás podemos concluir com os dados e informações que

estas fontes não convencionais tem um potencial enorme para aumentar de forma

significativa as reservas de óleo e gás. Por exemplo, para o folhelho betuminoso ,

onde as principais reservas encontram-se na região sul, parte do sudeste e centro-

oeste, é estimado uma reserva de 9 milhões de toneladas de gás liquefeito ( GLP),

25 bilhões de metros cúbicos de gás de folhelho e 2 bilhões de barris de óleo in-situ.

Especialistas do setor afirmam que no Brasil estas fontes alternativas ainda

encontram-se em fase de pesquisa . Apesar do estudo da EIA mostrar o potencial

exploratório destas fontes não convencionais, principalmente de gás de folhelho e

folhelho betuminoso, falta uma prioridade maior do governo brasileiro para oferecer

benefícios, sejam fiscais ou econômicos, para investimentos nestes tipos de

reservatório.

Atualmente a maior parte dos investimentos por parte da Petrobras destinam-

se ao pré-sal , que justificadamente apresenta um grande potencial no aumento da

produção de gás e óleo no país. A tecnologia requerida para pesquisa , exploração e

custos de produção , além da prioridade hoje dispensada ao pré-sal são os

principais fatores que desestimulam um investimento maior nesta área.

Resultados positivos conseguidos principalmente nos EUA mostram que

quanto maior o investimento na pesquisa e produção maior será a redução dos

custos. Os impactos ambientais também demandam uma maior atenção em relação

às fontes convencionais de extração de gás e óleo. Porém a pesquisa para

aprimorar as tecnologias atualmente empregadas , também tende a reduzir estes

riscos. Para que isto aconteça é necessário que os governos estabeleçam uma

política incentivadora para os potenciais interessados em investir nestas novas

fontes de energia. A demanda nacional e internacional e os preços mantendo-se

atraentes influenciam na política interna de investimento de cada país produtor.

Estudos mostram por exemplo que para produzir o óleo de folhelho de uma

forma economicamente viável, o custo de produção deverá ser em média de U$ 25 o

barril. Já para a fonte oriunda do hidrato de gás, para uma extração

economicamente viável, o preço do gás deve estar acima de U$ 10 MMscf.

133

Conforme a FIGURA 79 podemos ver que a produção brasileira é insuficiente

para suprir a demanda atual, o que nos leva a acreditar em uma produção maior

para os próximos anos, como pode ser visto a produção nacional é de 70,6 milhões

de barris diários o que corresponde a uma entrega de 39,7 milhões ao mercado

consumidor e o restante deverá ser suprido com gás importado da Bolivia e

Argentina. Tudo leva a crer que a demanda nacional aumentará e

consequentemente a produção também deverá crescer de forma a reduzir o

consumo de gás importado. Para se alavancar a produção está estimado um

investimento de R$ 23,25 bilhões de reais pela Petrobras em atividades

relacionadas à área de gás e energia.

FIGURA 82 - Balanço de Gás Natural no Brasil (Ministério das Minas e Energia 2013)

Estes investimentos deverão ser aplicados em sistemas de distribuição e Unidade de Produção de Gás Natural.

134

3.3. Mercado do Petróleo no Brasil

O segmento de petróleo, principalmente através do pré-sal, atualmente é a

principal fonte de energia onde o governo brasileiro mais está investindo. Apesar dos

desafios tecnológicos, de infra-estrutura e também econômicos, as perspectivas são

bem positivas.

Se não houvesse o atraso de cinco anos sem a realização de leilões para a

exploração de novas áreas, novos sócios poderiam ter sido atraídos e os

investimentos e riscos com que a Petrobrás hoje arca na maior parte , poderiam ter

sido divididos. Apesar destes percalços na estratégia de desenvolvimento do pré-sal,

segundo a Agência Internacional de Petróleo ( AIE), o Brasil será o líder em 2014 em

relação ao aumento de produção de petróleo entre os países que não fazem parte

da Organização dos países Exportadores de Petróleo ( Opep).

A despeito do modesto desempenho do Brasil em 2013, se considerarmos

que todos os projetos que devem ser inaugurados até o fim de 2014 obtenham êxito,

o acréscimo na capacidade de extração deverá ser da ordem de 620 mil barris/dia.

Para esta previsão, a AIE elencou os projetos de Sapinhoá com capacidade

de produção de 150 mil barris, Roncador com 180 mil barris, Papa Terra com 140 mil

barris e Cernambi com 150 mil barris. Portanto, a capacidade total que será

acrescentada progressivamente será da ordem de 620 mil barris/dia o que gerará

um impacto na produção do Brasil. A previsão é que deverão ser adicionados 210

mil barris/dia até o final de 2014, perfazendo um total de 2,38 milhões de barris/dia

de extração nacional.

Com uma previsão de recuperação econômica, a AIE também prevê um

aumento de demanda mundial de petróleo em 2014 em relação à 2013 onde já

houve uma pequena melhora. Confirmando-se a melhora da economia mundial , a

AIE estima uma alta de consumo em 2014 da ordem de 1,2 milhão de barris ,

alcançando assim um novo recorde de 92 milhões de barris diários.

.

135

4. CONCLUSÃO

Atualmente a única planta exploratória de folhelho betuminoso no Brasil é a

de São Mateus do Sul-PR onde se tira um bom produto com produção de 75-125

l/ton, o que está dentro dos parâmetros de alto índice de produção. Porem a

produção diária, como pode ser vista na tabela 4 (3800 barris/dia) ainda é muito

modesta.

Mas levando se em conta que o volume da reserva mundial de folhelho é de

4.786.131.000.000 de barris e a atual produção (2008) é 17.700 barris / dia ( Tabela

2 ) ainda há muito a investir e a produzir, desta forma pode-se dizer que tendo o

Brasil uma tecnologia já conhecida em mineração do folhelho e know how para

produzir óleo, o que tem que ser feito é uma política de incentivo à exploração do

óleo de folhelho, com ferramentas adequadas, tecnologia moderna e com

recuperação das áreas degradadas.

Sabe-se que o óleo de folhelho deverá sempre ser utilizado diante de um

contexto positivo para o valor do barril de petróleo, ou seja, analisando a FIGURA 4,

pode se verificar que o custo em média para a produção do barril de óleo de folhelho

varia entre 60 e 115 dolares , o que leva a crer que diante do valor atual do barril de

petróleo de $99.91 há um cenário favorável à exploração do óleo de folhelho,

levando-se também em consideração que o custo para explorar o folhelho no Brasil

seja inferior a $99,91.

A maior dificuldade que o Brasil poderá enfrentar em relação ao óleo de

folhelho deverá ser a própria cultura de exploração de petróleo, pois as explorações

brasileiras têm 90% de todo o óleo retirado em bacias maritimas. Criou-se a cultura

que o petróleo vem do mar e que no mar somos soberanos, temos todas as

tecnologias para perfurações em águas profundas e ultraprofundas e isso poderá

levar o Brasil a um tempo de morosidade maior até dar início aos estudos mais

aprofundados em iniciar uma produção de grande peso terrestre.

O Brasil apresenta ainda um diferencial em relação aos Estados Unidos que

apesar de apresentar o maior depósito de folhelho do mundo vem com sua produção

de petróleo em declínio há pelo menos duas décadas ao passo que o Brasil vem

aumentando a sua produção de óleo marítimo em águas profundas, o que deve

levar a um atraso na exploração do folhelho, pois temos total domínio da técnica de

exploração em águas profundas. Apesar da quantidade de folhelho que há em

136

territórios brasileiro, ainda precisamos investir em exploração in-situ, em sistemas de

proteção ambiental e reflorestamento. Outro problema a ser resolvido é quanto às

desapropriações de terras para a lavra, uma vez que muitas áreas são particulares.

Quanto ao gás proveniente das fontes de folhelho e tight gas sands, há um

amplo debate quanto aos seus impactos ambientais. Enquanto que em países como

a China e EUA a exploração está em pleno desenvolvimento, em outros , como por

exemplo Bulgária e França, estes debates estagnaram a exploração. Nos EUA ,

embora a legislação permita que cada estado tenha uma certa independência para

permitir ou não a exploração, a maioria destes estados decidiu pela exploração

desta fontes alternativas de gás. Apenas em poucos estados como Nova Iorque e

Nova Gersey , a atividade foi suspensa por um tempo para que os riscos ambientais

sejam melhor compreendidos. Também na União Européia os estudos sobre os

impactos ambientais estão em pleno debate. No Brasil, o direito ambiental impõe

uma precaução e uma ampla discussão em relação aos riscos ambientais. A ANP

( Agência Nacional de Petróleo ) já têm uma análise dos riscos ambientais e formas

de mitigação. Porém o licenciamento e a fiscalização serão de responsabilidade do

órgão competente que terá como desafio balizar interesses ambientais e

econômicos.

Já em relação a aspectos econômicos, análises feitas por especialistas da

área, advertem que a exploração de gás pelos Estados Unidos oriundas destas

fontes não convencionais, podem ter um impacto negativo sobre a indústria

brasileira. Atualmente nos Estados Unidos, cerca de 2.000 empresas atuam neste

segmento de exploração, e a Agencia Internacional de Energia (AIE) prevê para

2025 uma autosuficiência em gás e petróleo por parte dos Estados Unidos. Em que

isto poderia então afetar a indústria brasileira?

Por exemplo, o preço de gás de folhelho no mercado americano corresponde

a cerca de 20 % dos preços praticados no Brasil e até na Europa. O fim da

dependência americana do seu suprimento por parte de alguns países exportadores,

provocaria além de conseqüências geopolíticas, também um aumento da oferta

internacional de gás a preços baixos. A presidência da Petrobrás têm se

pronunciado que, nestas novas condições, não haveria possibilidade de a produção

nacional de gás competir com estes preços baixos praticados pelos EUA.

Em um curto prazo não há uma definição do governo brasileiro em relação a

uma estratégia para enfrentar esta nova condição e previsão de baixos preços que

137

se apresenta no cenário internacional. Isto representa uma forte ameaça à indústria

brasileira, especialmente aquelas que são muito dependentes desta fonte de energia

de gás natural, como por exemplo os setores de petroquímica, cerâmica , vidro ;

além do aumento do custo Brasil no que se refere à energia elétrica proveniente de

usinas termoelétricas.

Segundo a ANP (Agência Nacinal de Petróleo) o Brasil têm vastos

reservatórios de folhelho e em apenas três formações ( Parecis, Recôncavo Baiano

e Parnaíba) há um potencial para produção de cerca de 17 trilhões de metros

cúbicos de gás. O primeiro leilão de concessão de gás não convencional está

agendado para o final deste ano de 2013, mas até o presente momento - Julho/2013

- não há uma clareza nas regras estabelecidads pela ANP.

Por exemplo, não há um mapeamento geológico detalhado que indique com

clareza tanto a extensão como as características das jazidas. Pressupõem-se que

as operadoras que ganharem a concessão, terão liberdade para adotar esta nova

tecnologia de exploração por micro-faturamento.

Também faltam regras mais claras em relação ao meio ambiente para este

novo tipo de exploração, visto que o risco de contaminação de lençóis freáticos é

relativamente alto em relação à fontes convencionais de exploração ; além também

da forte demanda de suprimento de água para utilização na exploração de gás

provenientes destes tipos de fontes não convencionais.

138

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6. UNIDADES E CONVENÇÕES

ANH - Agência Nacional de Hidrocarbonetos

ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – empresa brasileira que regula o setor de petróleo , gás e biocombustíveis no Brasil.

ARI - Advanced Resources International – empresa de pesquisa e consultoria relacionadas à gás de fontes não convencionais.

ATP - Alberta Taciuk Processor

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145

BCGA - Basin Centered Gas Association – tipo de acumulação continua de

gás saturado com pressão abnormal presente em reservatórios de baixa permeabilidade.

BCGS - Basin Centered Gas System – tipo de acumulação continua de gás saturado com pressão abnormal presente em reservatórios de baixa permeabilidade.

BP - British Petroleum – empresa de energia, principalmente de petróleo e gás de origem Inglesa/Persa sediada no Reino Unido.

BSR - Bottom Simulation Reflect - limite inferior do hidrato de gás, que separa este da zona de gás livre.

BTU - British Thermal Unit - unidade internacional de medida do gás.

CNPE - Conselho Nacional de Política Energética – órgão presidido pelo

Ministro de Estado de Minas e Energia que assessora o Presidente da República na formulação de políticas e diretrizes de energia.

DOE - U.S. Department of Energy

EIA - U.S. Energy Information Administration

GLP GNC

- -

Gás Liquefeito do Petróleo – mistura de gases condensáveis , principalmente butano e propano, presentes no gás natural e/ou dissolvidos no petróleo. Se liquefaz à pressões de 6 a 8 atmosferas. Gás Natural Comprimido

GNL

GTL

GTW

HGN

-

-

-

-

Gás Natural Liquefeito - gás natural que após a sua purificação é

condensado ao estado líquido, através da redução da sua

temperatura à -163 graus celsius.

Gas to Liquid

Gas to Wire

Hidrato de Gás Natural

ICP - Processo In-Situ

IEA

- International Energy Agency – organização autônoma formada por

28 países.

In Situ

-

Expressão latina que significa “no lugar “.

146

JOGMEC - Japan Oil Metals National Corporation

l/ton - Litros por tonelada.

md - Milly Darcy unidade de permeabilidade em homenagem a Henry

Darcy.

MMBTU - One Million British Thermal Units - medida de energia contida em

um combustível utilizada nas industrias de força, geração de vapor,

aquecimento e ar condicionado.

MMBtu - Milhões de British Termal Unit

MMm³ - milhões de m³ por dia

MMscF - One Million Standard Cubic Feet – utilizado para medida de volume

de gás à 60 graus farenheit e 14,7 psia.

MO - Matéria Orgânica

NET PAY - medida de espessura que resulta da soma dos intervalos produtivos

de um reservatório.

OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo – organização

internacional criada em 1960 na Conferência de Bagdá, com o

objetivo de controlar a oferta e consequentemente também os

preços de petróleo no mercado internacional .

Permafrost - Tipo de solo encontrado na região do Artico, é composto de terra,

gelo e rochas permanentemente congelados.

SCF - Standard Cubic Feet – medida de volume de gás.

147

TCF - Trillion Cubic Feet – unidade de medida de volume para o gás

natural.

TOTAL - Grupo empresarial do setor petroquímico e energético com sede na

França.

USGS - US Geological Survey – instituição científica americana que estuda

a topografia dos recursos naturais e também dos desastres

naturais.

WEC - World Energy Council

7. GLOSSÁRIO

i Tradução correta para o português seria Óleo e Gás de Folhelho ii Shale: foi traduzido para o português como xisto enquanto que o termo correto seria folhelho. iii Reservas tecnicamente recuperáveis são aquelas reservas que podem ser produzidas por meio das tecnologias existentes. iv Devido a indisponibilidade da informação, ficaram fora da última avaliação de reservas de shale gas (EIA/ARI), reservas significantes existentes no Oriente Médio e Africa Central.

148

vO Henry Hub é o marcador do preço do gás natural nos EUA, e o principal gás de referência internacional. vi Gás Liquefeito de Petróleo. O gás passa por um processo de liquefação, que reduz a temperatura a -165 °C, o que permite o armazenamento e transporte do gás no estado líquido. vii A Petróleos Mexicanos (PEMEX) é uma empresa estatal do México, de economia mista viii Empresa Nacional de Petróelo, fundada em Junho de 1950 pelo estado do Chile ix O Ensaio Fischer é um teste laboratorial padronizado para a determinação do teor de óleo do folhelho betuminoso esperado de uma extração de folhelho betuminoso convencional. Uma amostra de 100 gramas de folhelho betuminoso triturada a <2.38 mm é aquecida em uma pequena retorta de alumínio a 500 °C, a uma taxa de 12°C/min, e mantida nessa temperatura por 40 minutos. O vapor destilado de óleo, gás e água, é passado em um condenador e resfriado com gelo em um tubo de centrífuga graduado. Os rendimentos de óleo obtidos por outras tecnologias são muitas vezes referidos como uma porcentagem do rendimento obtido pelo Ensaio Fischer.

( Dyni, John R.. "Geology and resources of some world folhelho betuminoso deposits. Scientific Investigations Report 2005–5294 x Variação percentual da quantidade demandada / mudança percentual no preço xi O Sistema Agrossilvipastoril é uma modalidade dos Sistemas Agroflorestais ,em que se combina árvores, cultura agrícola, forrageira e/ou animais numa mesma área ao mesmo tempo ou de forma sequencial, sendo manejados de forma integrada.(www.zootecniabrasil.com.br)

https://pt.wikipedia.org/wiki/Empresa_estatal

https://pt.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9xico

https://pt.wikipedia.org/wiki/Economia_mista

https://pt.wikipedia.org/wiki/Economia_mista

http://pt.wikipedia.org/wiki/Xisto_betuminoso

http://pt.wikipedia.org/wiki/Extra%C3%A7%C3%A3o_de_xisto_betuminoso

http://pt.wikipedia.org/wiki/Condensador_(qu%C3%ADmica)

http://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf

http://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf

http://www.zootecniabrasil.com.br/

Explotação de Petróleo - Recursos não convencionais

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