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Edição 357 • 2014 |
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| Produção prioritariamente convencional |
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| Interligação de gasodutos dos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Parati ao FPSO Cidade de Angra dos Reis (foto), no campo de Lula, ampliou a produção nos campos do pré-sal |
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| Nos próximos dez anos, demanda por gás natural será atendida pela produção do pré-sal |
A geração termelétrica tem significado um peso na balança comercial brasileira e no caixa da Petrobras no início deste ano – isso porque a companhia necessita importar GNL num momento em que os preços no mercado spot estão cotados de US$ 14 a US$ 18 por milhão de BTU. Apenas nos quatro primeiros meses de 2014 foram importados em média 22,3 milhões de m³ por dia – pesou US$ 261 milhões na balança comercial, segundo dados do Ministério de Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.
Os volumes já asseguram demanda suficiente para que o GNL passe a ser negociado em contratos de longo prazo – até que a produção na área do pré-sal esteja disponível ou que a extração de gás não convencional se mostre viável. A primeira alternativa, no entanto, é a mais próxima de se tornar realidade. Na avaliação da diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Magda Chambriard, não é possível replicar, com a mesma velocidade, o modelo americano em outros lugares do mundo. “Ao longo de mais de 150 anos a indústria americana já perfurou cerca de cinco milhões de poços. Isso faz com que eles tenham um tremendo conhecimento dos seus recursos petrolíferos”, afirmou Magda, em palestra no evento sobre infraestrutura organizado pelas Federações das Indústrias de São Paulo e do Rio de Janeiro.
Nos EUA, o advento de técnicas de fraturamento hidráulico não apenas viabilizou a extração do gás das rochas geradoras, mas impulsionou a recuperação de uma economia em recessão, com a atração de investimentos para toda a cadeia petroquímica. A Agência Internacional de Energia - EIA projeta que, até 2030, a produção americana passará a Rússia e a Arábia Saudita – que atualmente lideram o ranking dos países produtores de petróleo. Isso só foi possível, no entanto, pela conjugação da alta prospectividade das bacias sedimentares e do elevado conhecimento da geologia com a extensa malha de dutos e o baixo custo das operações, além da legislação mineira – que garante ao dono a propriedade dos recursos do subsolo.
Na América Latina, o destaque é a Argentina, que ocupa o segundo lugar, com 802 TCF – no folhelho de Vaca Muerta, na bacia de Neuquén, já foram perfurados 245 poços. A Agência Internacional de Energia estima que o Brasil possua 245 TCF de reservas de gás não convencional – o que o coloca em 10º lugar no ranking das maiores reservas mundiais.
Mas para extrair o gás dos folhelhos, o Brasil ainda precisa conhecer melhor seu subsolo. O geólogo Pedro Zalan lembra que apenas as bacias de Sergipe, do Recôncavo e Potiguar têm informação suficiente – com a perfuração de mais de 1.000 poços – para que sejam identificados os sweet spots – a zona de concentração do hidrocarboneto dentro da rocha geradora. Nas bacias paleozoicas do Paraná e Parnaíba, além da pequena quantidade de poços já perfurados o processo de geração do petróleo aconteceu de forma diferente – por intrusão de rochas ígneas – e as bacias do Amazonas e Solimões estão localizados na floresta amazônica, dificultando a logística para exploração e escoamento. As bacias proterozóicas do Parecis e de São Francisco também têm uma quantidade pequena de poços – e na Bacia do São Francisco, por exemplo, o folhelho gerador é desconhecido. “A rede de gasodutos no Brasil é extremamente defi citária, mas passa justamente nas bacias de Sergipe, do Recôncavo e Potiguar. Em termos de infraestrutura, elas também estariam prontas”, destaca Zalan.
Para o professor Ashley Brown, da Harvard Kennedy School, o Brasil ainda precisa derrubar dois entraves para que as empresas se sintam incentivadas a investir: o atual modelo de concessão, baseado em especificidades geográficas, e a integração vertical no transporte, em que o proprietário do gasoduto é também o produtor de gás. “Uma das coisas importantes para desenvolver os recursos não convencionais é ter novos atores, porque é daí que vêm as inovações”, acrescentou Brown, que esteve no Brasil para participar do evento organizado pela Fiesp e Firjan.
A própria ANP avalia que o gás não convencional estará disponível apenas na próxima década – até lá o país tem no pré-sal os recursos suficientes para duplicar a produção de petróleo e gás. Em maio, a produção de gás natural em 33 poços do pré-sal atingiu 16,1 milhões de m³ por dia, 81% maior do que há um ano. Pelas projeções da Petrobras, até 2020 a oferta interna deve saltar de 45 milhões de m³ para 86 milhões de m³ – sustentada principalmente pelas acumulações do pré-sal. “Ninguém tem dúvida que vamos ter gás natural em terra, mas nos próximos anos o gás virá dos projetos do pré-sal. Enquanto isso vamos buscar gás em terra, mas prioritariamente o gás convencional”, finaliza Magda. |
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