A desmistificação do fraturamento hidráulico no Brasil

* Com Júlia Febraro

Introdução

Tendo em vista o novo cenário de reativação de campos terrestres no Brasil, impulsionado pelo lançamento do Programa REATE – Programa para Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres -, os debates acerca da utilização das técnicas de faturamento, ou estimulação hidráulica estão aflorando no país. O motivo é o fato de que o processo, também chamado de hidrofraturamento ou fracking, é uma técnica geralmente usada em campos novos ou em campos que já atingiram seu pico de produção ou possuem baixa permeabilidade, apresentando baixo fator de recuperação. No caso do ambiente onshore brasileiro, a partir das técnicas de fraturamento hidráulico, o aproveitamento de recursos não convencionais pode contribuir fortemente para a manutenção das atividades exploratórias nas bacias maduras, por aumentar o fator de recuperação desses campos.

No Brasil, o assunto ainda é tratado como tabu. Diferentemente dos Estados Unidos, que conta com um significativo conhecimento das bacias sedimentares além da infraestrutura necessária para a exploração de recursos não-convencionais, no Brasil ainda há muitos desafios. A começar pelas incertezas quanto às reservas, além da falta de tecnologia nacional para a exploração dos recursos conforme exigido pelo governo, e também questões ambientais relativas à análise dos riscos e necessidades de licenciamento ambiental para os projetos de exploração.

A revitalização da exploração onshore reacende a necessidade de se discutir, de forma isenta e transparente, a exploração de recursos não convencionais no Brasil. Nunca é demais mencionar como o shale gas ascendeu os Estados Unidos à posição de exportador de hidrocarbonetos, reduzindo sua vulnerabilidade externa, incrementando a produção por pequenos produtores e deslocando toda geopolitica mundial do petróleo em um curto espaço de tempo. Guardadas as devidas proporções entre o mercado norte-americano e o brasileiro, como disponibilidade de fontes de financiamento, abundante mapeamento sísmico do país e agilidade do governo na tomada de decisão, faz-se mister desmistificar o fraturamento hidráulico, demonstrando as externalidades positivas possíveis.

Considerando os benefícios que a exploração nacional de gás não-convencional poderá trazer para o país, como a maior disponibilidade de energéticos para a geração elétrica, este trabalho visa desmistificar o processo de fraturamento hidráulico no Brasil. Dada a importância da reativação do ambiente onshore, entendendo que o aproveitamento de recursos não convencionais pode contribuir fortemente para a manutenção das atividades exploratórias nas bacias maduras, o agendamento, para novembro de 2018, da primeira rodada de licitação para a concessão de áreas de shale gas por parte da ANP além do possível lançamento, pelo MME, do projeto Poço Transparente, que pretende implementar projetos piloto de produção não-convencional no país, sinalizam os primeiros passos em direção à ampliação do ainda incipiente mercado de exploração do gás não-convencional no Brasil.

O fraturamento e seu potencial
O gás natural pode ocorrer em uma variedade de misturas de hidrocarbonetos localizadas em uma variedade de ambientes geológicos. O chamado "gás úmido" tem uma proporção maior de moléculas mais pesadas como etano, propano, butano e pentano, podendo estar em estado líquido. Já o "gás seco" vem em estado gasoso e (no mercado atual) obtém um preço mais baixo. A maioria dos gases "úmidos" e "secos" vem de reservatórios bem definidos com altas taxas de permeabilidade. "Gás não convencional" refere-se a seis tipos de plays de baixa permeabilidade como os arenitos fechados (tight gas) e folhelhos (shale gas e shale oil), camadas de carvão (coal-bed mathane) e hidratos de gás (metano na forma de um sólido cristalino que pode ser encontrado em sedimentos marinhos ou em camadas de gelo perene).

Shale gas portanto, refere-se ao gás natural extraído de rochas porosas que mantêm o combustível em reservatórios característicos (SOVACOOL, 2014). Embora a tecnologia da produção de shale gas esteja em contínuo incremento, Ridley (1983) observa que o processo envolve pelo menos sete etapas elementares: exploração sísmica, posicionamento de plataforma, perfuração vertical, perfuração horizontal, fraturamento hidráulico, sustentação da produção e disposição de resíduos.

Segundo ainda SOVACOOL (2014), as etapas mais importantes e novas desse processo são a fraturação hidráulica e a perfuração horizontal. A característica chave que distingue o gás de shale do gás convencional é que ele não flui naturalmente para um poço. Para tal, deve-se aumentar artificialmente sua permeabilidade, por meio do fraturamento, que envolve a perfuração, muitas vezes em grande profundidade, e o posterior bombeamento de água e produtos químicos em alta pressão, liberando o gás natural que flui de volta (juntamente com os fluidos de perfuração). Dependendo do tamanho do poço e de sua profundidade, o processo envolve a injeção de milhões de galões de água.

Vale destacar que os geólogos já sabem da existência de gás em folhelhos há mais de um século nos EUA, mas este era considerado difícil de extrair a um custo razoável. O avanço tecnológico e a expansão da atividade reverteram a queda na produção de óleo e gás nos EUA, até então baseada em recursos convencionais. A combinação de se fraturar em vários estágios e a perfuração horizontal, bem como a redução de custos em função da escala, levou à "revolução do shale gas norte-americano”. Adicionalmente, o sucesso americano teve como base o significativo conhecimento das bacias sedimentares e a malha de gasodutos existentes, além da peculiaridade relacionada à propriedade do subsolo (PROMINP, 2016).

À parte todo potencial norte americano, há um grande potencial onshore no Brasil ainda a ser explorado. Mesmo que o fenômeno americano não seja de fácil replicação em outras regiões, as bacias do Paraná, Solimões e Amazonas (Figura 1) já possuem dados geológicos suficientes para se avaliar o potencial de gás e óleo de shale: as três bacias possuem reservas tecnicamente recuperáveis estimadas em 245 trilhões de pés cúbicos de gás e 5,4 bilhões de barris de óleo (EIA, 2015). Em 2013, o Brasil ocupava o 9º lugar mundial de reservas de gás não convencional, de acordo com estimativas da EIA. Porém, ainda são muitas as bacias terrestres que carecem de dados geológicos e geofísicos para que sejam identificadas com maior precisão os recursos nacionais.

Figura 1: Bacias prospectivas de shale no Brasil
Fonte: EIA, ARI, 2013

Desafios
Além da precariedade em pesquisas para a identificação de recursos, o país ainda enfrenta outros desafios de ordem regulatória, ambiental e de infraestrutura na exploração do ambiente onshore. Uma primeira questão a ser resolvida é a falta de agilidade na tomada de decisão. Os processos para obtenção de licenças ambientais, por exemplo, passam por órgãos ambientais e fiscalizadores das esferas nacionais e estaduais e são, em certa medida, morosos e pouco eficientes. Não obstante esse processo, mesmo após emitidas as licenças, outros tipos de embargos à atividade exploratória podem ser colocados.

Do ponto de vista de Governo, o regime jurídico geral deve fornecer um sistema capaz de simultaneamente i) dar incentivos aos investidores privados para empreender e ii) capturar a maior quantidade de renda governamental possível. A tarefa desafiadora é como fornecer esses incentivos, capturar rendas e ao mesmo tempo considerar o expressivo número de incertezas - comercial, técnica, ambiental e social - que envolvem a exploração de fontes de gás não convencionais. Para os investidores, por outro lado, os sistemas legal e fiscal precisam mostrar-se claros e estáveis o suficiente para avaliar-se com precisão a viabilidade financeira de um projeto. Deve ser capaz de fornecer os incentivos corretos para garantir o retorno do investidor que recompense adequadamente o risco suportado. Além disso, deve ser assegurado que não será alterado unilateralmente comprometendo a viabilidade econômica do projeto (AMORIM, 2016).

No âmbito da infraestrutura, alguns desafios se colocam para a produção de óleo e gás onshore. A viabilidade econômica da produção terrestre está fortemente relacionada aos segmentos de transporte, refino e distribuição. Se a produção ocorre em áreas isoladas do interior brasileiro, o custo de movimentação até os centros de consumo é elevado e este, por sua vez, acaba por inviabilizar certas descobertas. Para projetos de produção de gás, por exemplo, um importante fator distintivo é o alto custo de transporte: "o gás entregue ao consumidor final tem custos muito maiores por unidade de energia" (STEVENS, 2010) e "muito menos flexibilidade em termos de transporte e comércio" (STEVENS, 2010), uma vez que só pode ser transportado por dutos ou sob a forma de GNL. Gasodutos são uma forma conceitualmente simples para o transporte de gás, "é essencialmente um longo tubo enterrado no leito terrestre" (McLELLAN, 1992 apud AMORIM 2016), mas a infraestrutura capital intensivo e a limitação de transporte ponto-a-ponto, acabam por exigir contratos de longo prazo para garantir um fluxo de receita mínimo por, pelo menos, dez anos que permita recuperar o capital investido (McLELLAN, 1992 apud AMORIM, 2016).

Dessa forma, a análise de investimentos na exploração de gás onshore no Brasil, e o uso (ou não) de técnicas de fraturamento, perpassam pela escolha do melhor modelo de negócios para monetizar o gás a ser produzido regionalmente nessas áreas: transporte por gasodutos para áreas consumidoras (e com uma demanda âncora em alguma medida), geração de energia elétrica (gas to wire) ou GNL.

Superando os desafios
Segundo Adriano Pires (2017), a perspectiva é de que o shale gas chegue ao mercado brasileiro em apenas dez anos. Até lá, o Brasil precisa desenvolver a infraestrutura necessária para monetizar esse gás. O principal desafio econômico enfrentado para o desenvolvimento da indústria de shale gas é a redução dos custos por meio de investimentos em perfuração e inovação (TIAN et al., 2014).

Tian et al. (2014) sugerem separar o desenvolvimento do shale gas em duas etapas. A primeira etapa é o desenvolvimento de tecnologias de extração economicamente viáveis, que só poderão ser alcançadas por meio de learning-by-doing e inovações. Essa etapa pode ser chamada de etapa de inovação. Uma vez que as tecnologias são comprovadamente eficazes em termos de custo, o desenvolvimento do shale gas entra na segunda etapa, de aumento de escala, que consiste no crescimento da produção. As melhorias contínuas da tecnologia na segunda etapa ajudam a melhorar a rentabilidade e a expandir o desenvolvimento para novos plays.

Um princípio econômico básico é que uma estrutura industrial competitiva, com um grande número de empresas e com entrada livre possui mais vantagens na produção em escala do que uma estrutura industrial altamente concentrada e com barreiras de entrada (TIAN et al., 2014). No contexto da indústria de shale gas, a relação entre estrutura do mercado e inovações está condicionada ao fato de que o desenvolvimento desta indústria requer grande quantidade de investimentos irrecuperáveis em perfuração e fraturamento. Se por um lado empresas pequenas não possuem recursos financeiros ou conhecimento técnico para realizar esses investimentos, por outro, as grandes empresas podem possuir esses recursos, mas seu incentivo para inovar costuma ser mais baixo (TIAN et al., 2014).

No caso do Brasil, o desenvolvimento da infraestrutura da indústria de shale gas é interessante para a redução de incertezas e monetização desse insumo. Uma opção imediata é a geração de energia elétrica, a partir da instalação de termelétricas próximas às áreas de exploração do shale gas como forma de minimizar o impacto da falta de infraestrutura nacional para o escoamento da produção. Esta alternativa vai de encontro com a tendência de maior participação das termelétricas na matriz elétrica nacional, tendo em vista a maior entrada de hidrelétricas a fio d’água, que limitam a capacidade de regularização plurianual.

O Programa REATE, ao colocar em pauta a reativação dos campos terrestres foi um importante primeiro passo em direção ao desenvolvimento da indústria de shale gas no país. A partir do programa, o governo prevê que a produção terrestre brasileira seja mais do que triplicada até 2030, passando para 500 mil barris/dia. Considerando que a maioria desses campos se encontra em fase madura, abre-se a discussão sobre a utilização de técnicas de fraturamento hidráulico no país, entendendo que o aproveitamento de recursos não convencionais pode contribuir para a manutenção das atividades exploratórias nessas bacias.

Adicionalmente, a ANP se mostra otimista quanto à perspectiva de interesse de investidores para os leilões de gás natural. A primeira rodada de licitação para a concessão das primeiras áreas de shale gas está agendada para novembro de 2018 e deve atrair principalmente pequenas e médias empresas, visto que o investimento é bem mais baixo do que nos campos offshore. Reconhecendo o problema da falta de tecnologia nacional para a exploração do shale gas conforme exigido pelo governo brasileiro, a ANP espera que na realização dos primeiros leilões os investidores adquiram conhecimento da tecnologia com base nas importações, mas admite que no futuro será necessário o desenvolvimento de uma cadeia de fornecimento para atender o segmento com conteúdo local.

Outro passo importante para o desenvolvimento dessa indústria será dado com o projeto Poço Transparente a ser lançado pelo MME, que pretende implementar projetos piloto de produção não convencional no país. O objetivo do projeto é gerar mais conhecimento sobre o assunto, tanto do ponto de vista geológico e operacional quanto ambiental, para que seja possível avaliar os riscos da atividade e a capacidade do governo para monitorar esse tipo de projeto. Ao permitir que as petroleiras façam perfurações em áreas já concedidas com técnicas não convencionais, o projeto permitirá testar a produtividade dos reservatórios.

Por fim, considerando projeções de aumento no consumo final de gás natural até 2050, e a importância deste energético na geração elétrica em usinas termelétricas no Brasil, a produção de gás natural de reservatórios de baixa permeabilidade fornece benefícios relevantes. Dentre eles estão reservas potenciais, redução dos preços do gás natural no mercado regional, assim como taxas mais robustas de crescimento econômico, emprego e renda. Isto posto, faz-se necessário ampliar a discussão para desmistificar o uso do faturamento hidráulico para a exploração de recursos não convencionais no país. Nesta direção, a FGV Energia realizará no próximo dia 04 de junho de 2018 o evento “Discussões sobre a exploração de gás não convencional no Brasil: projeto Poço Transparente”, que conta com o apoio da EPE, ANP e Embaixada Norte-Americana. O evento tem o intuito de discutir questões relativas à exploração de gás não convencional no Brasil, tendo como ponto de partida o projeto Poço Transparente, contribuindo para a desmistificação do faturamento hidráulico no país.

¹ O termo gás não-convencional foi utilizado inicialmente nos EUA em meados da década de 1970 para classificar os recursos economicamente não viáveis de ser explorados ou mesmo aqueles recursos com retornos econômicos marginais. Com a adoção do Natural Gas Policy Act, em 1978, o conceito gás não-convencional começou a se difundir a partir da política do governo norte-americano de estímulo as fontes “alternativas” de energia. Recentemente, a classificação convencional ou não-convencional deixou de ser guiada por aspectos econômicos e passou a ser dirigida pelas diferenças geológicas dos reservatórios. Nesse contexto, passou-se a classificar como recursos convencionais aquelas acumulações de gás em rochas reservatórios de elevada porosidade e permeabilidade com presença de “armadilhas” estruturais e estratigráficas. Em contraponto, os recursos não convencionais passaram a ser entendidos como aqueles cuja formação dos reservatórios independe de armadilhas estruturais ou estratigráficas (Almeida e Colomer, 2013).

² Os folhelhos são rochas que possuem grãos de tamanho argila. São importantes economicamente, por exemplo, o folhelho oleígeno que é uma fonte potencial de hidrocarbonetos. O folhelho é um importante isolador (rocha selante), que retém o petróleo na rocha reservatória impedindo o fenômeno da exudação (escape do petróleo para a superfície) (UNESP, 1980).

³ Estudos preliminares do PNE apontam a possibilidade de produção de até 156 TCF (PROMINP, 2016).
4 Nesse sentido, destaca-se o Projeto de Lei nº 6.904 de 2013, da Câmara dos Deputados, que preveem a proibição da exploração de reservatórios não-convencionais de ante-mao à existência de algum esforço exploratório nesse sentido.

Referências Bibliográficas

AFFONSO, Hugo. PROMINP / CTMA. Workshop Técnico do Projeto MA-09. Apresentação - Requisitos a serem cumpridos pelos detentores de direito de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural que executarão a técnica de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional. 2014.

AMORIM, Lívia. Design of Fiscal System for Exploration of Shale Gas: How is it Different From Conventional Oil and Gas? SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium. 2014.

CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA. CNI. Gás natural em terra: uma agenda para o desenvolvimento do setor. 2015.

COLOMER, MARCELO AND ALMEIDA EDMAR, 5th Latin American Energy Economics Meeting, 2015

FGV ENERGIA, Boletim de Conjuntura, abril de 2017. Disponível em: http://fgvenergia.fgv.br/

INSTITUTO BRASILEIRO DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS. Disponível em: https://www.ibp.org.br/. Acesso em: 06 de dezembro de 2017.

PETROBRAS. Apresentação – Aula Magna. Centro de Convenções SulAmérica. 2013

PROGRAMA DE MOBILIZAÇÃO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL. PROMINP. Aproveitamento de hidrocarbonetos em reservatórios não convencionais no Brasil. 2016

RIDLEY, Mark. The explanation of organic diversity: the comparative method and adaptations for mating. Oxford University Press, USA, 1983.

SOVACOOL, Benjamin K. Cornucopia or curse? Reviewing the costs and benefits of shale gas hydraulic fracturing (fracking). Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 37, p. 249-264, 2014

STEVENS, Paul. The 'Shale Gas Revolution': Hype and Reality. Chatham House Report. 2010.

UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA. Disponível em: http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/folhelho.html. Acesso em: 06 de dezembro de 2017.

TIAN, Lei; WANG Zhongmin; KRUPNICK, Alan; LIU, Xiaoli. Stimulating Shale Gas Development in China – A Comparison with the US Experience. Resources for the future, Washington, 2014.

* Julia Febraro é Economista pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e mestranda em Administração pela EBAPE/FGV. Experiência na área de mobilidade urbana, tendo contribuído para o projeto “Demanda por investimentos em mobilidade urbana no Brasil” do Departamento de Mobilidade Urbana do BNDES. Na FGV Energia, suas áreas de atuação são petróleo, transição energética, veículos elétricos e políticas industriais relacionadas ao setor energético. Além disso, também estuda as implicações para o Brasil e o mundo das políticas energética e ambiental norte-americanas.