GÁS NATURAL NÃO-CONVENCIONAL Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural Abril 2010 Superintendente de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural José Cesário Cecchi Superintendente Adjunta Ana Beatriz Stepple da Silva Barros Assessores Heloise Helena Lopes Maia da Costa Marcelo Meirinho Caetano Equipe Técnica Bianca Fernandes Lima (estagiária) Almir Beserra dos Santos Ary Silva Junior Guilherme de Biasi Cordeiro Felipe da Silva Alves Helio da Cunha Bisaggio Heloise Helena Lopes Maia da Costa Jader Conde Rocha Luciana Rocha de Moura Estevão Luciano de Gusmão Veloso Marcelo Meirinho Caetano Marco Antonio Barbosa Fidelis Marcus Vinicius Nepomuceno de Carvalho Mário Jorge Figueira Confort Melissa Cristina Pinto Pires Mathias Patrícia Mannarino Silva Responsáveis pela Elaboração da Nota Técnica Helio da Cunha Bisaggio Luciana Rocha de Moura Estevão Mário Jorge Figueira Confort 2 Nota Técnica nº 09/2010-SCM Rio de Janeiro, 14 de abril de 2010. ASSUNTO: GÁS NÃO-CONVENCIONAL I – Introdução Historicamente, são tidos como reservatórios convencionais de gás aqueles cuja extração do produto é considerada fácil, prática e econômica em um dado estágio tecnológico de desenvolvimento. Por outro lado, o gás de difícil acesso, e conseqüentemente pouco atrativo economicamente, é conhecido como gás não-convencional. Com o avanço do conhecimento geológico e da tecnologia disponível, o gás não-convencional pode vir a representar um percentual importante das fontes de suprimento, como vem ocorrendo nos Estados Unidos (EUA). Portanto, o conceito de gás natural não-convencional não é preciso, pois o gás que fora outrora assim considerado, pode vir a tornar-se convencional através de novos processos e técnicas. De uma forma ampla, gás não-convencional pode ser considerado todo gás natural que é mais difícil e menos atrativo, economicamente, de ser extraído, conceito este que varia no tempo e de reservatório para reservatório. As Figuras 1 e 2 ilustram reservatórios convencionais e não-convencionais de gás natural. NÃO-CONVENCIONAL CONVENCIONAL Figura 1. Desenho esquemático da produção de gás natural convencional e não-convencional (BC OIL & GAS COMMISSION, 2010). 3 Figura 2. Desenho esquemático de reservatórios convencionais e não-convencionais de gás natural (DUNCAN, 2009). De 2006 a 2030, de acordo International Energy Outlook 2009, publicação da Energy Information Administration – EIA, a produção de gás natural norte-americana aumentará em mais de 5 trilhões de pés cúbicos, sendo que o gás considerado não-convencional será o maior responsável por esse crescimento. A participação do gás não-convencional no total da produção do produto nos EUA deve saltar de 47%, em 2006, para 56%, em 2030, segundo dados da Agência. A proporção entre a produção de gás natural a partir de reservatórios convencionais e não-convencionais nos Estados Unidos está ilustrada na Figura 3. Convencional Não ‐ Convencional Figura 3. Proporção entre as produções de gás a partir de reservatórios convencionais e não- convencionais nos Estados Unidos (NEHRING, 2008). 4 Essencialmente, existem diversas categorias de gás não-convencional, a saber: gás alocado em reservatórios a grande profundidade (deep gas) ou em águas profundas (deep water), em formações muito pouco permeáveis (tight gas), gás de xisto (gas-containing shales), gás de carvão (coalbed methane), gás de zonas geopressurizadas (geopressurized zones) e hidratos submarinos e árticos. O grande avanço na prospecção e exploração do chamado gás não-convencional nos EUA tem propiciado o incremento das reservas totais provadas neste país, apesar das reservas do chamado gás convencional estarem diminuindo. A Figura 4 representa o perfil da produção diária de gás natural naquele país a partir das diversas fontes do produto, enquanto que a Figura 5 ilustra a estimativa da proporção de gás não-convencional produzido no período entre 1990 e 2005. Figura 4. Distribuição da produção de gás natural na América do Norte (CERA, 2010). 5 10 8 6 F C T 4   Gás de Carvão 2 “TightGas” (arenitos) 0 1990                                        1995                                        2000                                  2005 Figura 5. Produção de gás não-convencional nos Estados Unidos (NEHRING, 2008). II – Categorias de Gás Não-Convencional Nos itens a seguir estão brevemente apresentadas as principais características das fontes não-convencionais de gás natural. II.1 – Gás alocado em reservatórios profundos (deep gas) Deep gas corresponde ao gás natural encontrado em reservatórios profundos, situados em profundidades superiores àquelas comumente consideradas “convencionais”. São reservatórios localizados, tipicamente, além dos 4.500 metros (15.000 pés) de profundidade. O surgimento de novas tecnologias para perfuração, exploração e desenvolvimento tem contribuído para tornar a extração desse tipo de gás mais econômica (NATURALGAS.ORG, 2010). II.2 – Gás alocado em reservatórios em águas profundas (deep water) O que define o gás não-convencional em águas profundas é a lâmina d’água que deve ser vencida até o fundo do mar (NEHRING, 2008). Lâminas d’água superiores a 400 metros caracterizam esta denominação. 6 II.3 – Gás alocado em formações de baixa permeabilidade (tight gas) Tight gas é o termo, em inglês, que se refere ao gás natural contido em reservatórios de baixa permeabilidade que requer o emprego de técnicas específicas para a sua produção comercial, tais como acidificação, fraturas em formações subterrâneas e, mais recentemente, utilização de poços horizontais e multilaterais. A aplicação destas técnicas aumenta o custo da produção do gás natural e, portanto, existe a necessidade de incentivos econômicos para a viabilização da atuação de empresas nesse setor (NATURALGAS.ORG, 2010; NEHRING, 2008). O gás natural produzido a partir desses reservatórios é o mais representativo dentre as fontes de gás não-convencional exploradas comercialmente. Em 2005, esta produção representou 24,1% da produção total de gás e 48,8% da produção de gás considerado não- convencional nos EUA (NEHRING, 2008). Conforme o EIA, as reservas totais de gás nos EUA foram estimadas, em 2009, como sendo de 309,58 Tcf, das quais 17% se classificam como reservas de tight gas (NATURALGAS.ORG, 2010). A produção do tight gas é caracterizada por um curto período de alta produção com rápida queda, seguida por um longo de período de baixa produção e declínio lento. Um poço de tight gas pode ter uma vida útil de até 50 anos, dependendo da capacidade de remoção de líquidos e do custo de produção com o avançar do tempo. Melhorar a produtividade nos estágios iniciais de produção tem uma grande influência na atratividade econômica do empreendimento, enquanto que gerenciar a produção nos estágios mais avançados de produção impacta diretamente a reserva possível de ser recuperada (SMITH et al., 2009). A geometria do poço também afeta a sua produtividade. Historicamente, tem-se adotado o uso de poços únicos verticais para a recuperação do tight gas, principalmente em decorrência do pouco conhecimento da região subterrânea e dos altos riscos envolvidos. À medida que os estudos avançam buscando a melhor compreensão do campo, o risco vai se tornando gerenciável, dando margem à implementação de novos projetos e envolvendo até mesmo a utilização de poços horizontais, como ocorreu em Nobel, no Canadá (SMITH et al., 2009). 7 II.4 – Gás de Xisto (shale gas) O gás natural também pode estar presente em depósitos de xisto, rocha sedimentar formada a partir da lama existente em águas rasas durante a Era Devoniana (era geológica ocorrida há aproximadamente 350 milhões de anos). O xisto é constituído por camadas paralelas facilmente friáveis que podem conter gás natural confinado no espaço entre elas. Sua recuperação também é mais complexa e mais cara, se comparada à do gás convencional (NATURALGAS.ORG, 2010). O xisto é rico em material orgânico e pode ser encontrado em diversas partes do mundo. Há uma década, ele possuía pouca utilidade como fonte de gás, até que empresas americanas desenvolveram novas técnicas de fraturar a rocha e perfurá-la horizontalmente. Atualmente, o gás de xisto representa dois terços das reservas tecnicamente recuperáveis de gás dos EUA, quantidade suficiente para abastecer o país durante 90 anos (API, 2010). Com base na experiência americana, diversas empresas têm também demonstrado interesse em explorar formações de xisto na Europa, uma vez que, apesar de possuir grande mercado, infraestrutura de gasodutos estabelecida e demanda crescente, o continente é fortemente dependente de gás natural importado. Analistas acreditam que as reservas de gás européias (incluindo a Turquia) poderão aumentar nas próximas duas décadas de modo comparável ao aumento ocorrido nos EUA nos últimos anos (CHEW, 2010). As reservas de gás de xisto estimadas no mundo estão comparadas àquelas de tight gas e de gás de carvão na Figura 6. Figura 6. Estimativas das reservas não-convencionais de gás natural no mundo (THE ECONOMIST, 2010). 8 II.5 – Gás de Carvão (coalbed methane) O carvão, formado em condições geológicas similares à do gás natural e petróleo, também pode conter gás que permanece trapeado até o início da atividade de extração do mineral. Historicamente, o gás de carvão tem sido considerado um grande problema no processo de lavra, uma vez que elevadas concentrações de metano em minas representam séria ameaça à segurança dos trabalhadores. No passado, o metano acumulado em uma mina de carvão era usualmente liberado para a atmosfera por meio de vents. Atualmente, no entanto, o gás adsorvido nas camadas de carvão constitui uma fonte de gás não- convencional (NATURALGAS.ORG, 2010). O armazenamento nas camadas de carvão ocorre pelo fenômeno de adsorção, que é fundamentalmente diferente do processo de estocagem em reservatórios convencionais, onde o gás é estocado sob pressão nos espaços porosos das rochas reservatórios. Na adsorção, o metano adere à superfície das pequenas partículas de carvão promovendo um aumento da densidade do fluido até valores próximos daqueles do líquido correspondente. Este processo permite que a capacidade de estocagem nesses sistemas exceda, em muito, aquela normalmente encontrada nos reservatórios convencionais (LOFTIN, 2009). A adsorção do metano no carvão é controlada por alterações de pressão. A diminuição de pressão provoca a dessorção das moléculas da superfície sólida, fazendo com que retornem à fase gasosa. As moléculas livres na fase gasosa permeiam os microporos da matriz de carvão por meio de difusão. O processo de difusão é lento, e só ocorre em pequenos percursos até que sejam atingidas as fraturas naturais do material (cleat system). As fraturas naturais constituem o principal sistema de transferência de gás do reservatório até o poço (LOFTIN, 2009). Salvo raras exceções, as fraturas naturais se encontram repletas de água, sendo a pressão hidrostática capaz de manter o gás adsorvido na superfície do carvão. Assim sendo, a retirada de água do conjunto de fraturas promove a redução de pressão necessária para a produção de gás. Por ser um líquido altamente incompressível, a retirada de água em grandes volumes acarreta uma abrupta queda na pressão do reservatório, permitindo a dessorção do gás, sua difusão pela rede carbonífera e, por fim, a sua penetração no conjunto de fraturas naturais (LOFTIN, 2009). O sistema de extração de gás de camadas de carvão está exemplificado na Figura 7. 9 Metano estocado na superfície Difusão de metano pelos Metano chega às fraturas naturais das partículas de carvão. A microporos da matriz de carvão contendo água e se inicia um dessorção ocorre com a queda de até zonas de menor concentração escoamento bifásico. pressão. do produto. Figura 7. Movimentação do gás em camadas de carvão com o aumento de escala (adaptado de LOFTIN, 2009). No início da produção, obtém-se quase que exclusivamente água, uma vez que a quantidade de gás livre no sistema é muito pequena. Com o avançar do tempo, o grau de saturação de gás na água aumenta e a taxa de recuperação de gás começa a atingir níveis comerciais. Este comportamento se opõe àquele de produção de gás de reservatórios convencionais, onde a vazão de gás é maior e a produção de água é menor exatamente nos primeiros estágios do processo (LOFTIN, 2009). Entretanto, deve-se ressaltar que nem todos os reservatórios de carvão contêm água. Existem os chamados “carvões secos” cuja produção não pode se basear na retirada de água como forma de reduzir a pressão. Esses reservatórios têm a vantagem de produzir gás imediatamente e de não gerar grandes quantidades de água. Contudo, essas estruturas são normalmente sensíveis à água e contém baixo teor de gás (LOFTIN, 2009). Como em qualquer projeto de exploração, a escala do empreendimento contemplado deve ser levada em consideração. Nos projetos de obtenção de gás das camadas de carvão a escala torna-se fator primordial, tendo em vista que as vazões de produção e a recuperação tendem a ser relativamente baixas. Adicionalmente, um campo de produção de gás de carvão envolve uma infraestrutura considerável quando comparada àquela necessária em campos “onshore”. Assim sendo, os campos de extração de gás das camadas de carvão tendem a abranger grandes áreas e centenas de poços (LOFTIN, 2009). 10