| Experiência internacional com gás não convencional e as lições para o Brasil |
A exploração de reservatórios não convencionais está entre as principais transformações tecnológicas e econômicas do setor de petróleo e gás natural nas últimas duas décadas. Ao viabilizar o aproveitamento de recursos antes considerados inacessíveis, alterou a dinâmica dos mercados internacionais de energia.
No Brasil, embora a exploração do pré-sal tenha nos tornado um importante exportador de petróleo, a disponibilidade de gás natural segue restrita, elevando seus preços no mercado doméstico e comprometendo a competitividade e a jornada de descarbonização de atividades industriais energointensivas, assim como de setores químicos que o utilizam como insumo.
A Carta IEDI de hoje aborda mais uma vez o tema da ampliação da oferta de gás natural como instrumento do fortalecimento industrial do país, agora explorando o potencial e possíveis impactos do desenvolvimento do setor de shale gas e outras fontes não convencionais. Complementa, assim, o estudo anterior divulgado na Carta IEDI n. 1331 “Alavancas para a infraestrutura e indústria”.
Esta edição tem como base o trabalho “Exploração de petróleo e gás natural não convencional no Brasil”, realizado Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), sob coordenação do economista Adriano Pires. Abrange a tecnologia empregada e a experiência internacional, com ênfase nos Estados Unidos e na Argentina, e as indicações que dela decorrem para o caso brasileiro. Uma segunda Carta IEDI será dedicada à análise da atual situação da atividade no Brasil.
Nos sistemas não convencionais os hidrocarbonetos ficam retidos na própria rocha geradora ou em formações de baixa permeabilidade, o que restringe seu deslocamento natural e reduz a capacidade de produção por métodos convencionais. A produção em escala comercial depende, portanto, da aplicação de tecnologias capazes de aumentar a conectividade da formação e criar condições para o escoamento dos fluidos até o poço produtor.
Entre os principais recursos não convencionais encontram-se o shale gas e o shale oil, associados a formações de folhelho rico em matéria orgânica; o tight gas e o tight oil, presentes em reservatórios de baixa permeabilidade; o coalbed methane (CBM), associado a camadas de carvão; e os hidratos de metano, cujo aproveitamento comercial ainda não alcançou escala significativa. No Brasil, estudos indicam potencial associado tanto a formações de folhelho (shale) quanto a reservatórios compactos (tight).
A combinação de tecnologias de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico de múltiplos estágios modificou de forma significativa a indústria mundial de petróleo e gás natural, sobretudo a partir da expansão da produção nos EUA, onde formações de baixa permeabilidade anteriormente consideradas pouco atrativas passaram a ser desenvolvidas em larga escala, com forte expansão da produção de gás natural e petróleo.
O estudo mostra que, nos EUA, a produção de shale gas foi multiplicada por 12 vezes entre 2000 e 2010, quando alcançou cerca de 23% da produção doméstica de gás. Em 2009, os EUA ultrapassaram a Rússia e passaram a ocupar a posição de maior produtor mundial de gás natural, tornando-se um exportador.
Entre as áreas de produção de maior relevância destacam-se Barnett (Texas), Marcellus (Pensilvânia-Virgínia) e Haynesville (Luisiana-Texas-Arkansas) no gás natural e Bakken (Dakota do Norte), Eagle Ford (Texas) e Permian (Texas-Novo México) no petróleo e gás associado. Em 2025, somente Permian respondeu por praticamente metade da produção de petróleo bruto e quase 1/4 de gás natural dos EUA.
Adriano Pires e sua equipe enfatizam que essa transformação foi resultado não apenas do crescimento da produção, mas também dos investimentos realizados ao longo da cadeia de valor do gás, em serviços especializados, inovação tecnológica, na replicação e padronização das operações, em infraestrutura de coleta, processamento e transporte etc.
A Argentina também avançou em recursos não convencionais a partir da formação Vaca Muerta (Neuquén) e fez do país uma referência regional na área, adaptando seus modelos regulatórios e adotando políticas públicas voltadas à atração de investimentos.
Segundo a EIA, Vaca Muerta possui aproximadamente 308 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de gás de folhelho e 16 bilhões de barris de petróleo e condensado tecnicamente recuperáveis. Sua exploração comercial ocorreu de forma gradual, por meio de campanhas de avaliação e projetos-piloto. A partir da década de 2010, ganhou escala, com a incorporação novas técnicas e acumulando conhecimento operacional sobre os reservatórios.
De jan/21 a set/24, a produção de petróleo da Argentina aumentou 50% e a de gás natural cresceu 27%. Vaca Muerta respondeu por quase 3/4 da produção argentina de gás natural em set/24 e por 58% de petróleo, avançando para 62% em 2025. O crescimento da produção produziu efeitos importantes sobre o comércio exterior do país.
Outros países que também se destacam em hidrocarbonetos não convencionais são Canadá, a partir das areias betuminosas (oil sands) especialmente de Alberta, e China, que vem ampliando exploração de gás de folhelho para reduzir sua exposição a importações.
A experiência internacional indica, de acordo com o estudo, que o desenvolvimento de recursos não convencionais não decorre exclusivamente da existência de potencial geológico. Sua transformação em produção comercial depende da conjugação de fatores geológicos, tecnológicos, econômicos, ambientais, regulatórios e de infraestrutura, além da disponibilidade de serviços e equipamentos especializados e de condições que proporcionem previsibilidade aos investimentos.
Os casos analisados apontam na área ambiental uma primeira lição para Brasil, já que o início da exploração não convencional foi acompanhado de intenso debate a respeito e é destacado fator a bloquear a atividade no país. De fato, o estudo liderado por Adriano Pires argumenta que a atividade exige atenção específica a recursos hídricos, proteção de aquíferos, integridade dos poços, gestão do flowback e da água produzida, emissões de metano, resíduos e sismicidade induzida.
A experiência dos EUA ajudou a mapear muitos dos riscos envolvidos, segundo o estudo. Por exemplo, a Agência de Proteção Ambiental (EPA) identificou mecanismos pelos quais o ciclo da água do fraturamento pode afetar recursos hídricos e apontou lacunas de dados que dificultam quantificar a frequência dos impactos. Tais riscos, contudo, não são uniformes, pois dependem da geologia, do projeto, das práticas operacionais e das condições de cada área. Mitigá-los demanda conhecimento, tecnologia e monitoramento.
