Reino Unido dará apoio para ANP desenvolver regulação em gás não convencional

Cristina Indio do Brasil - Repórter da Agência Brasil Edição: Davi Oliveira

O Reino Unido e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciaram hoje (26), no Rio de Janeiro, uma parceria, com duração de um ano, com o objetivo de ajudar o órgão brasileiro a desenvolver uma regulação para exploração segura e sustentável de gás não convencional. O anúncio foi feito pelo cônsul-geral adjunto no Rio de Janeiro, Matt Woods, durante o seminário promovido pelo consulado britânico que discutiu novas tecnologias na área de petróleo e gás.

“É um projeto que vai no sentido de trocar experiências na área de regulação entre o Reino Unido e o Brasil. Esse projeto une acadêmicos, empresários, especialistas na área de regulação. Nós, no Reino Unido, estamos passando mais ou menos pela mesma etapa, na área de exploração e no desenvolvimento do gás não convencional. Então, temos experiências que acreditamos possam ser relevantes para a ANP”, disse o cônsul, em entrevista à Agência Brasil.

O cônsul explicou que, durante a parceria, haverá seminários, elaboração de relatórios e conversas. “É assim que a gente gosta de fazer negócios com o Brasil. Não é questão de o Reino Unido vir aqui com uma solução ou ideias fixas. Nós temos algumas experiências interessantes e precisamos entender o contexto local, aprender também o que o Brasil tem feito, por exemplo, na área de exploração de petróleo em águas profundas. O Brasil é líder mundial em exploração nisso”, analisou.

A superintendente adjunta de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da ANP, Tathiany Moreira, disse que a experiência do Reino Unido vai ajudar o Brasil. “Nós estamos em uma etapa ainda muito incipiente do gás não convencional, então é importante. Agora, que isso seja bem mais estudado, para que a nossa regulação reflita já uma preocupação e solução que já estão sendo dadas em outros países. Que a gente consiga aproveitar o aprendizado dos outros países que estão adiante nessa experiência, para apoiar o nosso desenvolvimento em gás não convencional”, explicou à Agência Brasil.

O gerente-geral de Pesquisa e Desenvolvimento em Engenharia da Produção do Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras, Luiz Augusto Petrus Levy, disse que a empresa tem previsão de investir no setor. Atualmente, há apenas projetos no sul do país para exploração de hidrato de metano, em parceria com a Universidade Federal do Rio Grande do Sul. “Já houve alguns resultados interessantes. Não sei se já tem escala para ser comercialmente viável. Uma parceria com o Reino Unido, que tem experiência nisso, é interessante”, contou à Agência Brasil.

De acordo com entidades técnicas e ambientais, a extração do gás não convencional, como o gás de xisto (shale gas), pode acarretar riscos de contaminação dos aquíferos e prejudicar o uso humano, porque precisa ser retirado diretamente da rocha, que é fraturada, o que pode provocar vazamento. Em carta aberta, divulgada no final do ano passado, elas criticaram a falta de regulamentação e pediram que o gás não convencional fosse retirado de licitação da ANP.

FONTE: Agência Brasil

Muitas dúvidas ainda afastam investidores do gás não convencional

Brasil não conta com regulação específica, e há incertezas referentes aos impactos ao meio ambiente e preço do gás

Por Natália Bezutti

O Brasil incluiu a exploração de gás não convencional em bacia terrestre na 12ª Rodada de Licitação da ANP, realizada nos dias 28 e 29 de novembro deste ano. A utilização deste gás para aumentar a demanda de produção de energia elétrica no País, vinha sido levantada durante todo o ano de 2013 com a possibilidade de termelétricas instaladas na boca do poço e boas perspectivas por parte do governo.

Boas perspectivas eram esperadas até porque um estudo da Agência Internacional de Energia (AIE) apontava que as reservas de gás não convencional somariam um volume da ordem de 7 trilhões de m³, divididas nas bacias do Solimões e Amazonas, São Francisco, Parnaíba, Paraná e no Recôncavo.

No entanto, o que se viu, foi a falta de uma regulamentação específica para tal exploração, e muitas contradições do ponto de vista ambiental e de logística para os projetos, que colocou investidores em dúvida sobre a viabilidade dos poços. Com resultado, dos 240 blocos ofertados na licitação, 72 foram arrematados, sendo que a maioria acabou ficando com a Petrobras, que levou 49, incluindo participação em consórcios.

Segundo o sócio da KPMG no Brasil, Steve Rimmer, é necessário entender as reservas, pensar na extração e como fazer o processo de forma econômica e que traga retorno, mas de forma sustentável. “Quando tudo isso é levado em consideração, o investimento é grande e o retorno não é tão rápido assim. Aqui no Brasil estamos em uma fase preliminar em que as companhias ainda estão entendendo como será a operação”, comentou.

Além de entender como tudo isso irá acontecer, mesmo depois das licitações, os investidores ainda convivem com a incerteza de qual será o valor do gás não convencional praticado no País. A IEA publicou o valor para o insumo entre US$4 a US$9 dólares por milhões de BTUs, considerado extremamente caro, superior, inclusive, do que o gás no City-Gate.

“Varia enormemente. Então esse valor é muito difícil de prever porque a exploração, por exemplo, na bacia do Paraná, comenta-se que tem uma rocha de basaldo que é muito espessa, e que isso pode trazer uma elevação no custo. É difícil porque esse processo ainda é muito novo no Brasil. Acho que as empresas vão ter que aprender à medida que vão explorando”, comentou a gerente técnica da Gas Energy, Mônica Souza.

Mônica ainda destaca que esses tipos de poços possuem um decaimento muito rápido de volume de exploração, com a necessidade rápida de investimentos em outros poços. E aliada a essas incertezas, o a técnica para exploração desse tipo de gás reflete ainda mais dúvidas no setor.

O processo denominado de fraturação hidráulica injeta água misturada a produtos químicos para exploração. Há riscos de que essa água possa contaminar o lençol freático, além de durante a exploração, ter boa parte de volta à superfície.

O consultor em gás natural, Cid Pompeu Tomanik Filho, revela que o mais importante é a questão ambiental, e utiliza como exemplo a bacia de exploração do Paraná, onde uma contaminação seria direta ao Aquífero Guarani, que abastece outros países, como o Uruguai e a Argentina. “A contaminação naquela região traria um dano ambiental que não é só para o País, mas para todo o povo da América do Sul. Essa questão tem que ser estudada, e o Congresso Nacional está discutindo isso, para ter uma legislação para a exploração.

Tomanik também ressalta a importância se discutir mais profundamente o assunto, principalmente para o setor quanto ao valor. “De todas as fontes energéticas para explorar no País, essa deveria esperar o momento certo. Estudar os impactos que podem causar ao meio ambiente, e também econômico, até porque nós não temos certeza que esse gás terá o mesmo preço do patamar americano”.

Sobre toda essa problemática do fraturamento hidráulico, o Greenpeace diz que está acompanhado o processo há alguns anos, primeiro fora do País, e mais recentemente no Brasil também, e que essa análise mostra que a técnica é extremamente impactante para o mundo inteiro.

Nos Estados Unidos, onde a técnica se tornou muito rentável aliada à exploração de líquidos, os impactos ainda não são bem conhecidos. “Nos EUAs tem algumas legislações mais restritivas com relação ao monitoramento da água e do ar, mas existe um sigilo grande da indústria local com relação às substâncias usadas. Por enquanto, ainda se aguardam respostas pelo uso de substâncias alternativas, mas isso não é uma realidade, e eu acredito que enquanto isso não acontecer, se é que vai acontecer, não faz sentido aplicar essa exploração aqui”, opinou Ricardo Baitelo, da campanha de Clima e Energia do Greenpeace Brasil.

Fonte: http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=15732&id_secao=7

Exploração do gás não pode acontecer a qualquer custo

Por Luiz Cezar Quintans | São Paulo

A ANP dará início hoje à 12ª Rodada de licitações. Apenas 21 empresas se habilitaram para o leilão, sendo somente três como operadores A (Petrobras, Shell e Total), sete operadores B (Gran Tierra, Petra, Petrogal, EP Energy Pescada, GDF Suez Energy, Geopark Brasil e Ouro Preto), seis como C (Cowan, Trayectoria, Alvopetro, Bayar, Cia Paranaense de Energia e Nova Petróleo) e quatro não operadores (Repsol , Eneva, Tradener e Tucumann Engenharia).

O objetivo da rodada é a utilização de novas bacias produtoras de gás natural e de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais, bem como a exploração em bacias maduras (Recôncavo e Sergipe-Alagoas).

Tecnicamente, a diferença entre ... Leia mais em:
http://www.valor.com.br/brasil/3354908/exploracao-do-gas-nao-pode-acontecer-qualquer-custo#ixzz2lxJUhwLl

ANP define prazo para publicar regras de produção de gás não convencional

Por Rodrigo Polito e Marta Nogueira | Do Rio

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pretende publicar a resolução com as diretrizes para as atividades de exploração e produção de gás natural não convencional antes da assinatura dos contratos dos blocos que serão licitados na 12ª rodada. O leilão está marcado para 28 e 29 de novembro e a assinatura dos contratos está prevista para o primeiro semestre de 2014.
“A resolução deve sair antes da assinatura dos contratos. A agência está tratando desse caso com uma determinada prioridade em função da 12ª rodada”, afirmou ao Valor o diretor da ANP Waldyr Barroso, em sua primeira entrevista após assumir o cargo.

A autarquia colocou em consulta pública em 17 de outubro a minuta da resolução que estabelece os critérios para a perfuração de poços seguida do emprego da técnica de fraturamento hidráulico não convencional. O documento ficará disponível durante 30 dias. Depois, a ANP vai analisar as contribuições feitas pelos agentes e encaminhar para a diretoria.

“A ANP vai fazer um arcabouço regulatório para minimizar o risco à população e ao meio ambiente nas atividades de exploração e produção de gás não convencional”, explicou Barroso.

Apesar de a resolução não ser publicada antes da realização do leilão, Barroso acredita que não haverá risco regulatório para os investidores, porque a base do texto já foi divulgada e o arcabouço regulatório já estará em vigor antes da assinatura dos contratos. “A resolução já está em consulta pública. O ponto nevrálgico da resolução já está ali. Vai mudar pouca coisa a partir dos comentários dos próprios investidores”, disse.

O diretor reconheceu, porém, que a infraestrutura atual de escoamento de gás ainda é insuficiente. “O segmento tem que fazer investimento em malha dutoviária para escoar tanto o gás que vai ser processado nas UPGNs [Unidades de Processamento de Gás Natural] quanto o gás que vem do pré-sal”, disse.

Especialista em refino e abastecimento, com experiência de 16 anos na Refinaria de Duque Caixas (Reduc), pela Petrobras, o diretor prevê um aumento da produção de etanol no médio prazo. “Tivemos uma expectativa bem otimista com a safra de cana-de-açúcar. E essa expectativa vem se confirmando. Vamos produzir mais etanol do que no ano passado”, disse Barroso

Ele se baseia em números da Companhia Nacional de Abastecimento (Conab), que prevê a produção de 27,17 bilhões de litros de etanol, relativa à safra de 2013/2014. O volume é 14,94% maior que a safra passada. Desse total, 12,02 bilhões deverão ser de etanol anidro, utilizado na mistura da gasolina.

Diante do cenário favorável, a agência recomendou ao governo federal que retomasse, em maio deste ano, o patamar de 25% de participação do etanol na gasolina. Essa decisão permitiu reduzir a necessidade de importação de gasolina em US$ 1 bilhão em 2013, segundo projeções do diretor.

Barroso explicou que as novas usinas estão sendo construídas com cogeração de energia, o que permite que operem com outra matéria-prima no período da entressafra. “Isso dá um retorno melhor e vai fazer com que, no médio prazo, o etanol ganhe espaço da gasolina também. “

Segundo Barroso, o salto no consumo de gasolina verificado nos últimos anos não estava previsto quando foram desenhados os projetos das quatro próximas refinarias do país – Abreu e Lima, em Pernambuco,, Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj), Premium, no Maranhão, e Premium II, no Ceará -, que vão dar prioridade à produção de óleo diesel.

“Embora no Brasil o consumo de derivados de petróleo tenha aumentado na última década, nossa capacidade de refino cresceu apenas cerca de 4% no mesmo período e cobre apenas dois terços da produção diária”, disse.

O novo diretor da ANP contou que a agência receberá no início de novembro 152 novos servidores de nível superior. Eles vão completar o quadro inicial da agência. Com isso, a superintendência de refino, por exemplo, vai mais que dobrar seu efetivo técnico, de 9 para 23 servidores.

Os novos funcionários chegam em um momento em que cresce o volume de trabalho da agência. Este ano, depois de cinco anos sem a realização de rodadas de licitação de blocos exploratórios de petróleo, a ANP promoveu três licitações, sendo a principal delas o primeiro leilão no regime de partilha de produção, com o campo de Libra, na Bacia de Santos, um dos maiores já ofertados no mundo.

A demanda por trabalho interno na autarquia, segundo Barroso, já vinha crescendo desde a entrada em vigor da Lei 10.871, de 2004, que regulamentou a criação de carreiras e organização de cargos efetivos das agências reguladoras brasileiras. “Naquela época, não tínhamos biocombustíveis, a Lei do Gás, contrato de partilha, cessão onerosa”, afirmou Barroso “Então a demanda da agência aumentou bastante.”

A ANP já propôs ao Ministério do Planejamento o aumento do quadro de funcionários em mais 300 servidores. Entretanto, Barroso não soube precisar quando isso pode acontecer. “A agência tem trabalhado no sentido de sistematizar, automatizar processos que demandavam muitos servidores”, afirmou.

Com mandato de quatro anos de duração, prorrogáveis por outros quatro, ele ficará responsável pelas áreas de participações governamentais; refino, processamento de gás e produção de biocombustíveis; e segurança operacional e meio ambiente.



Fonte: Valor Econômico

Sobre a exploração de gás natural não convencional

Página A14 - Valor Econômico 16/10/2013

SHALE GAS - Exploração gás e petróleo devem ser reguladas por lei

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), através da Resolução do CNPE nº 6 de 25 de junho de 2003, autorizou a realização da 12ª Rodada de Licitações de Petróleo e de Gás Natural, com a oferta de 240 blocos, para a exploração e produção de gás natural a partir de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais.

O gás natural convencional é todo o hidrocarboneto que permanece em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.

De acordo com a literatura técnica, o gás natural não convencional (também chamado de: “shale gas”, gás de xisto, gás de folhelho, entre outros) é todo hidrocarboneto mantido em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído de folhelhos gasíferos e de formações com baixíssima porosidade.

No método convencional, a extração do gás natural ...  Continua... site CONJUR

Gás não convencional enfrenta dificuldade no país por questão fiscal--IBP

RIO DE JANEIRO, 18 Set (Reuters) - Sem reformas fiscais e de royalties, a produção de gás e petróleo não convencionais do Brasil deve enfrentar dificuldades, disse nesta quarta-feira a associação da indústria petroleira no Brasil, quase dois meses antes do primeiro leilão que vai contemplar a exploração de tais áreas.

A exploração e produção de petróleo e gás não convencionais requerem investimentos maiores em perfurações, serviços e equipamentos ante a produção convencional, disse Antonio Guimarães, secretário-executivo do IBP, como a associação é conhecida.

Segundo Guimarães, os royalties que os detentores de concessões pagam ao governo teriam que ser reduzidos a 5 por cento para o gás e petróleo não convencionais a fim de encorajar o investimento.

Enquanto poços convencionais são perfurados em números limitados diretamente na terra e no fundo do mar, poços não convencionais muitas vezes exigem a perfuração de extensas redes de poços horizontais, fraturamento hidráulico da rocha subterrânea e a utilização de químicos e outras complexas técnicas de extração para elevar os hidrocarbonetos presos nas densas formações geológicas.

"Se você tem um regime de impostos que não reconhece estas diferenças, a produção não convencional não vai acontecer", disse Guimarães durante uma audiência pública na quarta-feira.

Tal audiência está sendo realizada por conta do próximo leilão de exploração de blocos em terra, previsto para 28 e 29 de novembro.

O novo leilão de blocos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) configurará a terceira licitação de setor de petróleo e gás neste ano, após o leilão do pré-sal, previsto para outubro --em maio, a ANP leiloou áreas convencionais.

A licitação ocorrerá em meio a uma tentativa da presidente Dilma Rousseff de lançar a indústria do óleo a desenvolver novas descobertas, após um processo de reforma nas leis petrolíferas do país causarem uma estagnação na produção nos últimos anos.

A busca por gás e petróleo não convencional no país ocorre após um boom do gás de xisto nos Estados Unidos, que reduziu os preços da matéria-prima energética.

O xisto é apenas um dos tipos de rocha geradora, e no Brasil a mais comum é o "folhelho", segundo o Ministério de Minas e Energia.

O leilão de áreas de gás da ANP, conhecido como 12a rodada, incluirá 240 blocos em sete bacias sedimentares.



(Reportagem de Jeb Blount)

Gás caro traz carvão de volta às usinas

O alto custo do gás natural utilizado nas usinas térmicas do Brasil obrigou o governo a incluir projetos que usam carvão como combustível no próximo leilão previsto para agosto, disse hoje (04) o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Maurício Tolmasquim.

Os leilões periódicos de energia não permitiam a presença de usinas térmicas a carvão desde 2008, por seu alto grau poluente. A pior seca dos últimos 50 anos no final de 2012 acendeu a luz amarela do setor, que, segundo Tolmasquim, não pode prescindir de usinas térmicas por questão de segurança. "Vimos agora nesse período de seca como precisamos das térmicas", disse o executivo.

Ontem, 34 usinas térmicas a diesel e óleo foram desligadas, após operarem continuamente desde outubro de 2012 para evitar o racionamento de energia no país. As unidades desligadas correspondem a dois terços do custo de todas as térmicas do país, e vão gerar uma economia de R$ 1,4 bilhão por mês por estarem fora do sistema.

O próximo leilão, com compra de energia para 2018 (chamado A-5) será em agosto. Um segundo leilão, também com compra de energia para daqui a cinco anos está previsto para o final deste ano, possivelmente em dezembro, segundo Tolmasquim.

Apesar da expectativa de que os campos gigantes do pré-sal contribuam para fornecer gás para a matriz energética, Tolmasquim afirmou que a maior parte desse gás será reinjetado para aumentar a produção de petróleo desses campos, e por isso não é possível contar com ele.

Já o GNL (Gás Natural Liquefeito) importado pela Petrobras para garantir a operação das usinas térmicas do país tem saído muito caro, segundo o executivo.

Agora, a aposta do governo é o próximo leilão de gás natural convencional e não convencional previsto para novembro.

"Não podemos ficar contando com um gás que não existe ainda. O consumo residencial e comercial de energia tem aumentado na ordem de 6%, não podemos arriscar", disse Tolmasquim durante evento sobre energia na Fundação Getúlio Vargas.

Ele afirmou que, apesar de ter banido o carvão, a segurança do sistema é mais importante. "Pode ser que o leilão de gás natural mude esse cenário, mas temos que estar garantidos."

fonte: http://www.correiodoestado.com.br/noticias/gas-caro-traz-carvao-de-volta-as-usinas_186998/

Falta de regras põe em risco exploração de gás em terra

As regras ambientais estão entre as principais preocupações dos empresários na rodada de licitações que vai oferecer áreas para exploração de gás, inclusive não convencional, como gás de xisto em terra, porque, segundo eles, o país não regras aplicáveis ao fraturamento hidráulico, que é a técnica usada para explorar esse hidrocarboneto.

A rodada com os leilões para exploração de petróleo e gás ocorrerá em novembro.

Como se trata de exploração em terra, as regras ambientais cabem aos Estados, já que a legislação prevê que o IBAMA só tem jurisdição sobre áreas no mar, mas muitos Estados não têm órgão ambiental ou legislação. "É preciso ter uma regulamentação sobre como minimizar riscos de danos ao ambiente, e isso está faltando na maioria dos países da região, não só no Brasil", afirma o advogado Giovani Loss, do escritório Mattos Filho.

O fraturamento implica aplicação de pressões muito grandes na rocha. Caminhões gigantes batem no solo para criar fraturas até que ela "quebre", permitindo a retirada do gás a partir da injeção de água misturada com produtos químicos. Essa exploração requer quantidades muito grandes de água, e não se sabe, por exemplo, se os operadores poderão utilizar lençóis freáticos próximos e nem como se dará tratamento e descarte do fluido que virá de dentro da rocha, cheio de produtos químicos.

O advogado Antonio Luis de Miranda Ferreira, do escritório L.A. Baptista, Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira, Agel , chama a atenção para o fato de a regulamentação ambiental para exploração em terra, no Brasil, ser responsabilidade de órgãos ambientais estaduais, que não conhecem esse tipo de técnica. "Talvez seja preciso fazer com que os órgãos ambientais vejam isso, para evitar que, depois da concessão, a exploração não possa acontecer", diz Ferreira.

O advogado também vê uma "competência concorrente" entre a regulação ambiental que cabe aos Estados e a União. "Se estamos deslocando tudo para competência dos Estados ou do governo federal, isso precisa ser muito bem discutido", afirma Ferreira. Ele acha complicado, do ponto de vista legal, a intenção do Ministério de Minas e Energia de centralizar a regulamentação no que diz respeito à exploração de gás não convencional. "Os órgãos ambientais dos Estados são competentes para isso. Essa parte ambiental precisa ser melhor discutida", sugere Ferreira.

Em um estudo sobre questões regulatórias para exploração de gás não convencional na América do Sul, Loss, do escritório Mattos Filho, observa também que a maioria dos países - com exceção da Colômbia - não desenvolveu uma legislação consistente sobre esse tipo de exploração. Falta uma rede de gasodutos na região, o que dificulta o escoamento em caso de descobertas. Segundo ele, esse tipo de transporte requer investimentos maciços e pode requerer financiamentos complexos.

No Brasil, Loss vê gargalos no caso de descobertas de gás em terra, porque muitos Estados ainda não regulamentaram a figura do consumidor livre de gás e, em alguns casos, a regulamentação é até restritiva. "Foi feita uma Lei do Gás, à qual os Estados deveriam dar continuidade, mas infelizmente isso não aconteceu. Em alguns casos, existe até conflito, porque a legislação existente é anterior à lei", diz.

"A Constituição prevê que é prerrogativa da União regular recursos de energia, e a concessão de gás canalizado é prerrogativa dos Estados, mas eles não podem utilizar para o GNL [gás natural liquefeito] e o GNC [gás natural comprimido]. Como esse problema ainda existe, os projetos continuam sendo os mesmos, para autoconsumo de gás, venda para distribuidoras ou exportação", afirma Loss.

O advogado diz que poucas empresas de exploração de produção de petróleo e gás investem também em energia elétrica, o que é um meio de monetizar o gás descoberto em áreas sem infraestrutura de transporte. Algumas exceções são a gigante alemã de energia elétrica E.ON, que atua na exploração e produção não só de gás como também de óleo em vários países. No Brasil, o exemplo mais conhecido é o da brasileira OGX, que explora gás e produz energia termelétrica no Maranhão, em sociedade com outra empresa do grupo, a MPX.

Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo (ANP), disse ao Valor que não há preocupação em relação à falta de regulamentação estadual para exploração de gás não convencional e os potenciais conflitos com a legislação federal, que só abrange áreas no mar.

"Estou preocupada com um leilão para gás em terra", diz Magda. "Temos indícios fortes de gás nos estudos que estamos fazendo. Se tenho gás e posso ir para o convencional, a rocha geradora está lá. E se o gerador está lá, ele é passível de produção não convencional um dia".

A executiva adiantou que o governo estuda uma nova regulamentação do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), que permitirá que, em casos de Licenciamento muito complexos, o IBAMA poderá chamar para si o processo. A diretora da ANP também disse que não teme qualquer problema com o fraturamento hidráulico.

"Perfuramos no Brasil há mais de 50 anos. A única coisa diferente no caso do gás não convencional é que o fraturamento é maior e, por ser maior, lida com mais fluidos e também é intensivo em poços. São feitos muitos fraturamentos com muitos poços, um ao lado do outro e se lida com muitos fluidos. Esse fluido precisa ser reciclado, e vai ser", disse a diretora da ANP.

Brasil desperta para o gás não convencional

Até o início desta década, pouco se ouvia falar em gás não convencional no Brasil. Mas o avanço da produção deste insumo nos Estados Unidos provocou uma verdadeira revolução naquele mercado, gerando um expressivo aumento de oferta e redução de preços, e o mesmo pode ocorrer em outras parles do mundo. Hoje, a promessa de uma fonte de energia nunca antes explorada mobiliza empresas e o governo brasileiro em busca de respostas mais conclusivas sobre o potencial do país nesta área.

Mais conhecido como shale gas, o gás não convencional tem sido chamado informalmente no Brasil de gás de xisto. Trata-se do mesmo produto que o gás natural convencional, mas é encontrado em um tipo diferente de reservatório. Enquanto o gás convencional fica contido em rochas com maior porosidade e pode ser extraído com facilidade, o não convencional fica em camadas profundas e em rochas de baixa porosidade, e por isso sua extração é mais difícil: exige o fraturamento da rocha, por meio de injeção de água, areia e produtos químicos.

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