FONTE: Agência Estado
Um dos primeiros grupos empresariais a explorar as reservas de gás não convencional no País é o consórcio Cebasf, integrado pelas empresas Orteng, Codemig, Delp Engenharia e Inetame Energia. Recentemente, o grupo anunciou a descoberta de uma importante reserva de um gás chamado tight gas na Bacia do São Francisco, em Minas Gerais.
A expectativa é de começar a produção em 2015, podendo chegar a 8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), o equivalente a quase 13% da produção atual de gás natural no Brasil. Para tanto, o consórcio terá que superar uma série de barreiras para disponibilizar essa oferta ao mercado.
O tight gas é tido como não convencional porque o gás natural está contido em arenitos ou em calcários de baixa permeabilidade. Em 2005, o consórcio arrematou o bloco exploratório SF-T-132 na 7ª Rodada de Licitações, organizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). "Já existiam indícios de que havia gás na Bacia do São Francisco, mas só descobrimos que era não convencional à medida que os estudos evoluíram", afirma o diretor da Delp Engenharia, Humberto Zica, a qual detém 11% de participação no consórcio investidor.
O consórcio já investiu cerca de R$ 30 milhões em estudos no bloco, que vão dos levantamentos sísmicos, geoquímicos e gravimétricos à colheita de amostras do gás e à perfuração do primeiro poço, o que ocorreu em 2010. O resultado disso foi a descoberta de uma reserva de tight gas, cujos volumes variam entre 176,5 bilhões de m³ e 194,6 bilhões de m³. "Agora, os desafios são colocar o bloco em produção e as maneiras de como escoar esse insumo", explica o executivo, que prevê a perfuração de dois novos poços ainda em 2012.
O executivo afirma que uma das principais dificuldades para o desenvolvimento da produção é o acesso aos fornecedores de bens e serviços para os projetos de gás não convencional. O aquecimento dessa indústria nos Estados Unidos dificulta a mobilização, para o Brasil, de equipes especializadas na técnica de fratura hidráulica, usada para a extração desse tipo de gás. Mesmo nos Estados Unidos, Zica diz que a fila de espera chega a seis meses. "Vamos precisar de um trabalho coordenado entre todos os operadores da bacia. Se apenas um operador desejar fraturar o seu poço, não há atratividade econômica para que os prestadores de serviços venham para o mercado brasileiro", justifica.
Além do consórcio Cebasf, outras empresas estão explorando a Bacia do São Francisco, como a Petrobras, Shell, Petra Energia e Cemig, em uma área com extensão de 350 mil quilômetros quadrados. Para fazer frente aos desafios da região, o executivo afirma que há uma discussão inicial entre as companhias para a criação de uma associação dos produtores de gás da bacia, que realizaria esse trabalho de coordenação. "Isso é muito comum na indústria do petróleo, em regiões onde a infraestrutura de exploração ainda não foi desenvolvida", diz o diretor da Delp Engenharia.
A operação conjunta entre as empresas para ganhar escala demonstra a preocupação do setor com os custos. O gás não convencional chega a custar entre três e seis vezes mais que o gás convencional associado ao petróleo, na faixa de US$ 5 a US$ 6 por milhão de BTU, porque os investimentos na fase de exploração são mais elevados. "A tecnologia já existe, mas a questão é como ter acesso e a que custo. Não basta só trazer a tecnologia dos Estados Unidos, é preciso tornar viável a contratação econômica. O gás não convencional não tem muito espaço para pressões de custo", justifica.
Por isso, a exploração de reservas não convencionais ainda é considerada secundária por empresas de maior porte. "Evidente que fazemos a avaliação desse potencial para explorações futuras, mas estamos com esse potencial atrelado à área onde acima dele há potencial de petróleo e gás convencional", explica o membro do Conselho de Administração da HRT, John Forman. A OGX também já destacou em algumas apresentações a existência de potencial de gás de folhelho na Bacia do Parnaíba.
Um dos primeiros grupos empresariais a explorar as reservas de gás não convencional no País é o consórcio Cebasf, integrado pelas empresas Orteng, Codemig, Delp Engenharia e Inetame Energia. Recentemente, o grupo anunciou a descoberta de uma importante reserva de um gás chamado tight gas na Bacia do São Francisco, em Minas Gerais.
A expectativa é de começar a produção em 2015, podendo chegar a 8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), o equivalente a quase 13% da produção atual de gás natural no Brasil. Para tanto, o consórcio terá que superar uma série de barreiras para disponibilizar essa oferta ao mercado.
O tight gas é tido como não convencional porque o gás natural está contido em arenitos ou em calcários de baixa permeabilidade. Em 2005, o consórcio arrematou o bloco exploratório SF-T-132 na 7ª Rodada de Licitações, organizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). "Já existiam indícios de que havia gás na Bacia do São Francisco, mas só descobrimos que era não convencional à medida que os estudos evoluíram", afirma o diretor da Delp Engenharia, Humberto Zica, a qual detém 11% de participação no consórcio investidor.
O consórcio já investiu cerca de R$ 30 milhões em estudos no bloco, que vão dos levantamentos sísmicos, geoquímicos e gravimétricos à colheita de amostras do gás e à perfuração do primeiro poço, o que ocorreu em 2010. O resultado disso foi a descoberta de uma reserva de tight gas, cujos volumes variam entre 176,5 bilhões de m³ e 194,6 bilhões de m³. "Agora, os desafios são colocar o bloco em produção e as maneiras de como escoar esse insumo", explica o executivo, que prevê a perfuração de dois novos poços ainda em 2012.
O executivo afirma que uma das principais dificuldades para o desenvolvimento da produção é o acesso aos fornecedores de bens e serviços para os projetos de gás não convencional. O aquecimento dessa indústria nos Estados Unidos dificulta a mobilização, para o Brasil, de equipes especializadas na técnica de fratura hidráulica, usada para a extração desse tipo de gás. Mesmo nos Estados Unidos, Zica diz que a fila de espera chega a seis meses. "Vamos precisar de um trabalho coordenado entre todos os operadores da bacia. Se apenas um operador desejar fraturar o seu poço, não há atratividade econômica para que os prestadores de serviços venham para o mercado brasileiro", justifica.
Além do consórcio Cebasf, outras empresas estão explorando a Bacia do São Francisco, como a Petrobras, Shell, Petra Energia e Cemig, em uma área com extensão de 350 mil quilômetros quadrados. Para fazer frente aos desafios da região, o executivo afirma que há uma discussão inicial entre as companhias para a criação de uma associação dos produtores de gás da bacia, que realizaria esse trabalho de coordenação. "Isso é muito comum na indústria do petróleo, em regiões onde a infraestrutura de exploração ainda não foi desenvolvida", diz o diretor da Delp Engenharia.
A operação conjunta entre as empresas para ganhar escala demonstra a preocupação do setor com os custos. O gás não convencional chega a custar entre três e seis vezes mais que o gás convencional associado ao petróleo, na faixa de US$ 5 a US$ 6 por milhão de BTU, porque os investimentos na fase de exploração são mais elevados. "A tecnologia já existe, mas a questão é como ter acesso e a que custo. Não basta só trazer a tecnologia dos Estados Unidos, é preciso tornar viável a contratação econômica. O gás não convencional não tem muito espaço para pressões de custo", justifica.
Por isso, a exploração de reservas não convencionais ainda é considerada secundária por empresas de maior porte. "Evidente que fazemos a avaliação desse potencial para explorações futuras, mas estamos com esse potencial atrelado à área onde acima dele há potencial de petróleo e gás convencional", explica o membro do Conselho de Administração da HRT, John Forman. A OGX também já destacou em algumas apresentações a existência de potencial de gás de folhelho na Bacia do Parnaíba.
Transporte
Outro desafio a ser superado pelo consórcio com atuação em Minas Gerais é a falta de gasodutos para escoar o insumo da Bacia do São Francisco. Como historicamente a produção de gás se concentrou no litoral, não há infraestrutura desenvolvida para transportar a partir do interior do País. Em Minas Gerais, os únicos gasodutos em operação são o Rio - Belo Horizonte (Gasbel) I e II, que, de acordo com o executivo, não terão capacidade suficiente para escoar todo o insumo produzido na região.
Dada a baixa capilaridade da infraestrutura de transporte no Brasil, Zica explica que a saída para o gás não convencional pode ser o atendimento de demandas regionais. Uma alternativa em avaliação pelo consórcio Cebasf é a venda do gás para uma termelétrica a ser construída na boca do poço, repetindo a estratégia do empresário Eike Batista para as suas reservas do insumo na Bacia do Parnaíba (MA). A HRT também já anunciou a intenção de atrair a construção de uma termelétrica a gás no município de Carauari (AM), vizinho às explorações realizadas pela companhia na Bacia do Solimões (AM). "No mundo, o principal veículo de consumo de gás é a termelétrica", diz Zica, reconhecendo que essa opção depende do sucesso da usina nos leilões de energia nova do governo federal.
Outro mercado avaliado é o setor de mineração, atividade com forte presença em Minas Gerais. O executivo explica que há grande potencial para o uso do gás no processo conhecido como redução direta, em substituição ao carvão vegetal. "Há problemas rotineiros no licenciamento ambiental para o uso do carvão vegetal. O gás poderia ser usado para redução do minério, diminuindo os impactos ambientais", afirma Zica. Assim como as térmicas, as unidades de redução direta poderiam ser construídas próximas das áreas de produção de gás, minimizando a falta de gasodutos.
Apesar de todas as dificuldades envolvidas, Zica afirma que a exploração das reservas de gás na Bacia do São Francisco foi uma boa oportunidade para iniciar os investimentos na indústria de petróleo. "Hoje, os projetos onshore (em terra) são voltados para as empresas de pequeno e médio porte, com limitação de capital. Não entraríamos em um empreendimento do pré-sal porque os investimentos são muito altos", justifica o executivo.
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