Estocagem Subterrânea de Gás Natural:
Um estudo do potencial dos campos depletados da Bacia do
Recôncavo
Camilo Guimarães Lima
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia de Petróleos
Orientador: Professor Doutor Amílcar de Oliveira Soares
Júri
Presidente: Professor Doutor António Jorge Gonçalves de Sousa
Orientador: Professor Doutor Amílcar de Oliveira Soares
Vogal: Professora Doutora Maria Matilde Mourão de Oliveira Carvalho
Horta Costa e Silva
Junho, 2014
I
Agradecimentos
Ao Professor Amílcar Soares, por sua orientação e apoio, e à Professora Maria João, por sua ajuda e
atenção ao longo dos últimos dois anos.
À Mabel e à Dona Socorro.
II
Resumo
Este trabalho teve como objetivo principal estudar o potencial dos campos depletados da Bacia do
Recôncavo, localizados no estado da Bahia na região Nordeste do Brasil, para serem transformados
em Estocagem Subterrânea de Gás Natural (ESGN). O estudo ateve-se na abordagem dos aspectos
geológicos e técnicos destes reservatórios, onde se criaram as bases teóricas, preliminares, para a
avaliação do potencial dos campos estudados. A pesquisa incluiu uma análise quantitativa e
qualitativa das reservas, da produção, do consumo e dos principais mercados de gás natural do
mundo (Estados Unidos da América, Canadá, Rússia, Alemanha, Itália e França). Esta abordagem
teve como intuito conhecer a dinâmica destes mercados maduros e fazer o aporte das características
que mais se assemelhavam e adaptavam ao mercado incipiente de gás natural do Brasil. Concluiu-
se que o mercado brasileiro comporta a instalação de uma unidade de Estocagem Subterrânea de
Gás Natural (ESGN) junto aos centros consumidores e industriais e que esta se torna cada vez mais
fundamental para garantir o fornecimento contínuo de gás natural às usinas termelétricas existentes,
além de aumentar a eficiência da rede de gasodutos e possibilitar o melhor ajuste da produção, do
transporte e do processamento, além de balancear a oferta e a demanda de gás natural. O estudo,
também, constatou que apesar da inexistência de uma estrutura para o armazenamento geológico de
gás natural em território brasileiro, já existe o arcabouço regulatório para o desenvolvimento da
atividade no Brasil.
Palavras-Chave: Estocagem Subterrânea; Gás natural; Campos Depletados; Bacia do Recôncavo.
III
Abstract
This work aimed to study the potential of the depleted fields of Reconcavo Basin, located in the state
of Bahia in Northeast from Brazil, to be transformed into the Underground Natural Gas Storage. The
study analysed the geological and technical aspects of these reservoirs, and it created the initial
theoretical bases for the evaluation of these fields. The research included a quantitative and
qualitative analysis of reserves, production, consumption and main natural gas markets of the world
(United States of America, Canada, Russia, Germany, Italy and France). This approach had the
intention to understand the dynamics of these mature markets and capture the contribution of these
features that most resembled and adapted to the immature natural gas market in Brazil. It was
concluded that the Brazilian market requires the installation of a unit of Underground Natural Gas
Storage close to the consumer and industrial centers and that it becomes increasingly important to
ensure the continuous supply of natural gas to existing power plants, besides increasing the efficiency
of the pipeline network and also organizing the production, the transport and the processing, in
addition to balancing supply and demand for natural gas. The study also found that despite the lack of
a framework for the geological storage of natural gas in Brazilian territory, the regulatory framework
already exists for the development of activity in Brazil.
Keywords: Underground Storage; Natural Gas; Depleted Fields; Reconcavo Basin.
IV
Índice
1 Introdução ................................................................................................................................ 1
1.1 Objetivo............................................................................................................................ 2
1.2 Justificativa ...................................................................................................................... 3
2 O gás natural ............................................................................................................................ 4
2.1 Definição .......................................................................................................................... 5
2.2 Reservas, produção e consumo mundial .......................................................................... 6
2.3 Geração de energia elétrica a partir do gás natural ......................................................... 10
2.4 Impactos ambientais da geração de energia elétrica ....................................................... 11
2.5 Aplicações não energéticas do gás natural ..................................................................... 11
2.6 A convergência entre a indústria do gás natural e da energia elétrica ............................. 12
3 Segurança do suprimento de gás natural ............................................................................. 13
3.1 Diversificação de fornecedores ....................................................................................... 13
3.2 Utilização do gás natural liquefeito (GNL) ....................................................................... 16
3.3 Estocagem de Gás Natural em Formações Geológicas .................................................. 17
4 Estocagem Subterrânea de Gás Natural (ESGN) .................................................................. 18
4.1 Características da ESGN................................................................................................ 18
4.2 Tipos de ESGN .............................................................................................................. 19
4.2.1 Cavernas salinas ............................................................................................... 19
4.2.2 Reservatórios depletados de gás natural e de petróleo ...................................... 20
4.2.3 Aquíferos ........................................................................................................... 20
4.2.4 Minas desativadas ............................................................................................. 21
4.2.5 Cavernas de rochas alinhadas ........................................................................... 22
4.3 Custos ........................................................................................................................... 22
4.4 A ESGN no mundo ......................................................................................................... 23
4.4.1 Estados Unidos da América ............................................................................... 25
4.4.2 Canadá .............................................................................................................. 27
4.4.3 Alemanha .......................................................................................................... 29
4.4.4 França ............................................................................................................... 30
4.4.5 Itália ................................................................................................................... 31
V
4.4.6 Rússia ............................................................................................................... 31
5 A Estocagem Subterrânea de Gás Natural no Brasil ............................................................ 34
5.1 Objetivos estratégicos da ESGN no Brasil ..................................................................... 35
5.2 A infraestrutura de transporte de gás natural .................................................................. 36
5.3 Prospecção de estruturas geológicas com potencial para ESGN .................................... 38
5.3.1 Bacia do Paraná ................................................................................................ 39
5.3.1.1 Enquadramento Geológico ..................................................................... 39
5.3.2 Bacia do Recôncavo ......................................................................................... 41
5.3.2.1 Enquadramento Geológico ..................................................................... 43
5.4 A ESGN e a questão da flexibilidade na indústria do GN no Brasil ................................. 44
5.5 A regulação da indústria de GN e da ESGN no Brasil ..................................................... 45
6 Potencial dos campos depletados do Recôncavo baiano para a ESGN ............................. 47
6.1 A Bacia do Recôncavo ................................................................................................... 48
6.1.1 Estratigrafia e Arcabouço estrutural .................................................................... 48
6.1.2 Evolução tecno-sedimentar ................................................................................ 50
6.1.3 Sistemas petrolíferos ......................................................................................... 51
6.2 Reservatórios depletados no Recôncavo Baiano ............................................................ 54
6.2.1 Dias D’Ávila ....................................................................................................... 54
6.2.1.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 55
6.2.1.2 Histórico de produção ............................................................................ 56
6.2.1.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 57
6.2.2 Fazenda Gameleira............................................................................................ 57
6.2.2.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 57
6.2.2.2 Histórico de produção ............................................................................ 59
6.2.2.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 60
6.2.3 Lagoa verde ....................................................................................................... 60
6.2.3.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 61
6.2.3.2 Histórico de produção ............................................................................ 62
6.2.3.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 63
VI
6.2.4 Vale do Quiricó .................................................................................................. 63
6.2.4.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 64
6.2.4.2 Histórico de produção ............................................................................ 66
6.2.4.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 66
6.2.5 Miranga Leste .................................................................................................... 67
6.2.5.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 67
6.2.5.2 Histórico de produção ............................................................................ 69
6.2.5.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 70
6.2.6 Fazenda Azevedo Oeste .................................................................................... 70
6.2.6.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 71
6.2.6.2 Histórico de produção ............................................................................ 73
6.2.6.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 74
6.2.7 Beija-Flor ........................................................................................................... 75
6.2.7.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 75
6.2.7.2 Histórico de produção ............................................................................ 76
6.2.7.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 77
6.2.8 Caracatu ............................................................................................................ 77
6.2.8.1 Aspectos geológicos e petrofísicos ......................................................... 77
6.2.8.2 Histórico de produção ............................................................................ 78
6.2.8.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN..................................... 79
6.3 Localização e infraestrutura de transporte ...................................................................... 79
6.4 Potencial de armazenamento subterrâneo ...................................................................... 81
7 Conclusões ............................................................................................................................ 84
8 Referências ............................................................................................................................ 85
VII
Índice de Figuras
Figura 1 – Oferta interna de energia no Brasil (MME, 2013) ............................................................... 4
Figura 2 – Oferta interna de energia elétrica (MME, 2013) ................................................................ 5
Figura 3 – Histórico das reservas por região (trilhões de m³) (BP Global, 2013) ................................ 6
Figura 4 – Histórico da produção por região (bilhões de m³) (BP Global, 2013) ................................. 8
Figura 5 – Reservas provadas de GN no Brasil (bilhões de m³) (ANP/SDP; MME, 2006) .................. 9
Figura 6 – Distribuição geográfica das reservas brasileiras de gás natural em 2013 (bilhões de m³)
(ANP, 2013) .................................................................................................................................... 9
Figura 7 – Demanda por energia primária no mundo (EIA, 2013 (adaptado)) .................................. 10
Figura 8 – Cadeias das indústrias de GN e EE (Petrobras, 2006 (adaptado)).................................. 12
Figura 9 – Custos das ESGN (Foh et al., 1979 (adaptado)) ............................................................. 23
Figura 10 – Tipos de ESGN nos EUA e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação (IEA, 2013
(adaptado)) ..................................................................................................................................... 26
Figura 11 – Localização das estocagens subterrâneas (IEA, 2013 (adaptado)) ............................... 26
Figura 12 – Tipos de ESGN no Canadá e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação (IEA,
2012 (adaptado)) ............................................................................................................................ 28
Figura 13 – Gás natural armazenado no Canadá (Canadian Gas Association, 2013) ...................... 28
Figura 14 – Tipos de ESGN na Alemanha e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação (IEA,
2012 (adaptado)) ............................................................................................................................ 29
Figura 15 – Tipos de ESGN na França e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação (IEA,
2012 (adaptado)) ............................................................................................................................ 30
Figura 16 – Tipos de ESGN na Rússia (Gazprom, 2014 (adaptado))............................................... 32
Figura 17 – Localização das ESGNs na Rússia (http://www.gazprom.com/, 2014 (adaptado)) ........ 33
Figura 18 – Gasodutos de transporte (ABEGÁS, 2014) ................................................................... 38
Figura 19 – Mapa de localização da Bacia do Paraná (Milani, 1997) ............................................... 40
Figura 20 – Seção geológica da Bacia do Paraná. Sentido da esquerda para direita: NW-SE (Milani e
Zalán, 1998 (Modificado de Raffaelli et al., 1996) ).......................................................................... 40
Figura 21 – Localização dos Poços Pioneiros na Bacia do Recôncavo (ANP, 2006) ....................... 41
Figura 22 – Poços exploratórios perfurados por ano (ANP, 2013) ................................................... 42
Figura 23 – Evolução da produção de petróleo e gás (ANP, 2013) .................................................. 42
Figura 24 – Mapa de localização da Bacia do Recôncavo (Milani e Davison,1988) ......................... 43
VIII
Figura 25 – Seção geológica da Bacia do Recôncavo (ANP, 2013 (Retirado de Cupertino e Bueno,
2005))............................................................................................................................................. 44
Figura 26 – Arcabouço estrutural da Bacia do Recôncavo (Santos e Braga, 1990).......................... 49
Figura 27 - Seções geológicas da Bacia do Recôncavo (Santos e Braga, 1990) ............................. 50
Figura 28 – Sistemas de acumulação de hidrocarbonetos (A) Pré-rifte; (B) Rifte-Candeias; e (C) Rifte-
Ilhas. (Santos e Braga, 1990) ......................................................................................................... 52
Figura 29 – Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo. (a) Pré-rifte; (b) Rifte-Candeias; e (c) Rifte-
Ilhas. (Santos e Braga, 1990 (adaptado de Netto, Oliveira, 1985)) .................................................. 53
Figura 30 – Perfil composto do poço 1-DA-1-BA, intervalo 2.680 a 2.975 metros, englobando a zona
de acumulação de hidrocarbonetos (ANP, 2011) ............................................................................ 55
Figura 31 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 56
Figura 32 – Trecho do perfil composto do poço 1-FGA-1-BA, intervalo de 585 a 730 metros,
englobando as zonas de acumulação de hidrocarbonetos (ANP, 2011) .......................................... 58
Figura 33 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 59
Figura 34 – Trecho do perfil composto do poço 1-LV-1-BA, intervalo 1.330 a 1.520 metros,
englobando zonas de acumulação da Formação Marfim (ANP, 2011)............................................. 61
Figura 35 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 62
Figura 36 – Trecho do perfil do poço 1-QV-1-BA, intervalo 1.580 a 1.725 metros, englobando a zona
de acumulação de gás da Formação Marfim (ANP, 2011)............................................................... 64
Figura 37 – Trecho do perfil do poço 1-QV-1-BA, intervalo 1.705 a 1.850 metros, englobando a zona
de acumulação de óleo da Formação Marfim (ANP, 2011) .............................................................. 65
Figura 38 – Histórico de produção de óleo e água (ANP, 2011) ...................................................... 66
Figura 39 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 66
Figura 40 – Trecho do perfil do poço 4-MGL-1-BA, intervalo 1.275 a 1.420 metros, englobando a
zona de acumulação de óleo da Formação Pojuca (ANP, 2011) ..................................................... 68
Figura 41 – Histórico de produção de óleo e água (ANP, 2011) ...................................................... 69
Figura 42 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 70
Figura 43 – Trecho do perfil do poço 1-FAO-1-BA, do intervalo de 2.420 a 2.565 metros, englobando
a zona de acumulação da Formação Candeias (ANP, 2011)........................................................... 71
Figura 44 – Histórico de produção de óleo e água (ANP, 2011) ...................................................... 74
Figura 45 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 74
Figura 46 – Trecho do perfil do poço 4-MP-12-BA, intervalo 2.190 a 2.330 metros, englobando as
zonas de acumulação da Formação Maracangalha. (ANP, 2011) ................................................... 75
Figura 47 – Histórico de produção de gás natural (ANP, 2011) ....................................................... 76
IX
Figura 48 – Histórico de produção de óleo e água (ANP, 2011) ...................................................... 76
Figura 49 – Trecho do perfil do poço 1-CTU-1-BA, intervalo 2.760 a 3.050 metros, englobando a zona
de acumulação da Formação Sergi (ANP, 2011) ........................................................................... 78
Figura 50 – Produção acumulada de óleo e de gás natural (ANP, 2011) ......................................... 79
Figura 51 – Localização dos campos (http://www.bahiagas.com.br/, 2014 (adaptada) ..................... 81
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Produção de Gás Natural em 2012 (BP Global, 2013) ...................................................... 7
Tabela 2 – Consumo de Gás Natural em 2012 (BP Global, 2013) ...................................................... 7
Tabela 3 – Propriedades petrofísicas (ANP, 2011) ........................................................................... 61
Tabela 4 – Análises PVT (ANP, 2011) ............................................................................................. 69
Tabela 5 – Análises PVT do poço 1-FAO-1-BA (ANP, 2011) ............................................................ 72
Tabela 6 – Análises PVT do poço 1-FAO-2-BA (ANP, 2011) ............................................................ 73
X
Lista de Siglas
ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás
AFG – Association Française du Gaz
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BP – British Petroleum Company
CAL – Caliper
CEDIGAZ – Centre International d’Information sur Le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux
CEI – Comunidade dos Estados Independentes
DEPG – Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural
DLT – Diagnostic Log and Trace
DT – Interval Transit Time over 24 Inch Interval
DTS – Shear Sonic Travel Time)
EIA – Independent Statistics & Analysis of United States
EPE – Empresa de Pesquisas Energéticas
ESGN – Estocagem Subterrânea de Gás Natural
EU – União Europeia
FERC – Federal Energy Regulatory Commission
FINEP – Financiadora de Estudos e Projetos
GASBOL – Gasoduto Brasil-Bolívia
GASENE – Gasoduto Sudeste-Nordeste
GDF – Gaz de France
GN – Gás Natural
GNL – Gás Natural Liquefeito
GR – Gamma Ray
LLD – Laterolog Deep Resistivity
LLS – Laterolog Shallow Resistivity
LRC – Lined Rock Cavern
MME – Ministério de Minas e Energia
MZINE – MJMEnergy Ltd.
NPHI – Neutron Porosity
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
IEA – International Energy Agency
IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás
ILD – Induction Resistivity
INT – Instituto Nacional de Tecnologia
IPE – Instituto de Pesquisa Energética
IPT – Instituto de Pesquisas Tecnológicas
PEN – Plano da Operação Energética
XI
Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A.
PROFEX – Programa de Tecnologia em Fronteiras Exploratórias
RILD – Deep Induction Resistivity
RHOB – Bulk Density
SP – Spontaneous Potential
SN – Short Normal Resistivity
STOGIT – Stoccaggio Gas Italia SpA
TANAP – Trans Anatolian Natural Gas Pipeline
TAP – Trans Adriatic Pipeline
TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil
TIGF – Total Infrastructures Gaz France
Transpetro – Petrobras Transporte S.A.
TSB – Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.
UGSS – Unified Gas Supply System
1
1 Introdução
O gás natural é hoje a fonte de energia de origem fóssil que registra o maior crescimento no
mundo. O interesse pelo gás natural está diretamente relacionado à busca de alternativas ao
petróleo e de fontes menos agressivas ao meio ambiente. Este comportamento resultou na
intensificação das atividades de prospecção e exploração, particularmente, entre os países em
desenvolvimento. O resultado foi não só o aumento do volume, mas também a expansão geográfica
das reservas provadas, aproximando-se dos mercados consumidores, favorecendo o seu transporte
e a sua comercialização, pois este era um dos maiores entraves para a sua disseminação, tendo em
vista os altos investimentos para criação de uma infraestrutura para o seu beneficiamento.
A exploração do recurso, no Brasil, começou em meados dos anos 40, com as descobertas
de gás associado ao petróleo na Bacia do Recôncavo, no estado da Bahia. Inicialmente, a produção
atendeu apenas às indústrias do Recôncavo Baiano. Após alguns anos, a exploração e produção
estenderam-se também às bacias de Sergipe e Alagoas. O grande salto das reservas ocorreu nos
anos 80, com a descoberta na Bacia de Campos. Finalmente, o início de operação do gasoduto
Bolívia-Brasil (GASBOL) em 1999, com capacidade para transportar 30 milhões de m3/dia, aumentou
significativamente a oferta do gás natural no país. Segundo o Ministério de Minas e Energia – Atlas
de Energia Elétrica do Brasil (2009), a descoberta do campo de Júpiter, rico em gás natural e
localizado na camada pré-sal da Bacia de Santos, poderá conferir ao Brasil, no médio prazo, a
autossuficiência, cujas reservas são estimadas entre 176 bilhões e 256 bilhões de m3.
É neste contexto econômico e financeiro que se pretende fazer um estudo da viabilidade da
concepção de uma Estocagem Subterrânea de Gás Natural (ESGN), de modo que os capítulos desta
dissertação estão estruturados a dar a melhor percepção sobre o assunto, cujo conhecimento é
criado gradativamente ao longo dos capítulos. Sendo assim, o capítulo 2 (introdutório) pretende fazer
uma análise quantitativa e qualitativa do mercado do gás natural mundial, cuja ênfase se dará no
mercado brasileiro, sendo um estudo de levantamento de dados das reservas provadas, da produção
e do consumo do gás natural nos principais países do mundo. Depois, devido ao elevado consumo
de gás natural em usinas termelétricas, pretende-se falar sobre a sua aplicação para a geração de
energia elétrica, aludindo os benefícios por este ser um combustível mais limpo, mas também
mostrando a vulnerabilidade por ele ser uma fonte de energia não renovável e os impactos
ambientais associados a ele. Por fim, mostra-se o processo de convergência das cadeias produtivas
entre a indústria do gás natural e a indústria da energia elétrica, explicitando que a convergência
entre ambas se dá, justamente, nas termelétricas.
O capítulo 3 se propõe a elucidar alternativas que podem ser adotadas pelas nações para
aumentar a segurança na continuidade do suprimento de gás natural, tais como: diversificação de
fornecedores; integração das malhas de transporte; utilização do gás natural liquefeito (GNL) e a
criação de uma estrutura para a Estocagem Subterrânea de Gás Natural (ESGN), além de fazer um
resumo mostrando as principais variáveis inerentes a esta cadeia. Já no capítulo 4, pretende-se
elaborar um resumo do atual panorama da ESGN no mundo, dando maior ênfase nos principais
produtores de gás natural (Estados Unidos, Canadá e Rússia), nos importadores (Estados Unidos,
2
Alemanha, França e Itália), nos consumidores (Estados Unidos, Canadá, Rússia, Alemanha, França
e Itália) e nos exportadores (Rússia e Canadá). A abordagem terá como intuito conhecer a dinâmica
destes mercados maduros de gás natural, cujo principal objetivo será o aporte das características
que mais se assemelham e se adaptam à realidade do mercado incipiente de gás natural do Brasil.
Pretende-se falar mais detalhadamente dos tipos de estocagem, mostrando as principais variáveis de
desenvolvimento e de operação, bem como os custos inerentes de cada tipo de armazém.
O cenário brasileiro será tratado com mais detalhes no capítulo 5. Na primeira parte deste
capítulo, o enfoque será dado sobre a necessidade de uma unidade de ESGN no Brasil e de como
esta unidade poderá ser utilizada estrategicamente, como uma mais valia, pelo governo brasileiro.
Na segunda parte do capítulo, pretende-se falar sobre a infraestrutura atual para receber um
empreendimento como este, mais especificamente da infraestrutura de transporte, para em seguida
falar de áreas com estruturas geológicas capazes de servir como ESGN. A primeira área que será
discutida será a Bacia do Paraná, a qual possui alguns estudos que buscaram estruturas (aquíferos)
para o armazenamento de gás natural. O propósito deste item é apresentar, de forma introdutória,
um estudo sobre a ESGN realizado pelo Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT), em parceria com
o Programa de Tecnologia em Fronteiras Exploratórias (PROFEX) da Petrobras e com o recurso
financeiro da Financiadora de Estudos e Projetos (FINEP).
A segunda área discutida será o Recôncavo Baiano, onde existem vários campos depletados
de óleo e de gás. Será uma abordagem mais rica em detalhes, cujo objetivo é mostrar o potencial da
área para a instalação de uma ESGN, onde será relatado o início e o desenvolvimento das atividades
de exploração e de produção, retratando o atual estágio de evolução das atividades petrolíferas
nesta região. Apesar de não haver nenhum estudo disponível sobre a transformação destes campos
em ESGN, a análise justifica-se pelo fato dos reservatórios depletados não exigirem tanto
investimento inicial e por serem os mais fáceis de desenvolver, de operar e de manter, pois suas
características geológicas são bem conhecidas. Ainda mais, pelo fato de estar ao pé da malha de
gasodutos e ter acesso a grande parcela de todo o mercado consumidor de gás natural do Brasil.
O capítulo 6 entrará especificamente no assunto sobre a avaliação do potencial do
Recôncavo Baiano para abrigar uma Estocagem Subterrânea de Gás Natural. Neste capítulo serão
apresentados e caracterizados os campos depletados que possuem poços que realmente
produziram hidrocarbonetos, possuindo históricos de produção e o perfil do poço descobridor. Por já
terem sido tratados com mais pormenores nos capítulos anteriores, outros assuntos serão abordados
mais rapidamente como a localização dos campos, a malha de gasodutos e aspectos sobre a
viabilidade do investimento.
1.1 Objetivo
A Bacia do Recôncavo encontra-se já bastante depletada, isto é, cujos reservatórios
maduros operam com pressão bem abaixo da pressão original e em constante declínio de produção.
Além disto, existem diversos outros campos, totalmente inativos, com acumulações marginais que
foram devolvidos à ANP e que esta pretende fomentar as pequenas e médias empresas, produtores
3
independentes de petróleo, a investir na produção de hidrocarbonetos em bacias terrestres
depletadas, cuja infraestrutura de tratamento e de transporte já estão instaladas.
Entretanto, pretende-se mostrar o potencial destes campos depletados para serem
transformados em Estocagens Subterrâneas de Gás Natural de modo a garantir o fornecimento
contínuo de gás natural às usinas termelétricas, melhorar o rendimento da rede de gasodutos
existente, possibilitar a modulação da produção, do processamento e da demanda de gás natural. Ou
seja, estudar-se-á o potencial dos campos depletados da Bacia do Recôncavo para serem
transformados em ESGN, tendo como interesse mostrar os aspectos geológicos e técnicos destes
reservatórios e criar as bases teóricas para que se consiga avaliá-los de modo preliminar.
1.2 Justificativa
Como o Brasil não dispõe de uma instalação de Estocagem Subterrânea de Gás Natural, o
desenvolvimento da infraestrutura da cadeia de gás natural exigirá a construção de uma estrutura
deste tipo. Então, um trabalho de pesquisa mais minucioso, sobre o assunto e sobre as possíveis
áreas para alocar estas instalações, é extremamente relevante para servir de fonte de informação
técnica e bibliográfica para ajudar futuros trabalhos.
4
2 O gás natural
O gás natural é hoje a fonte de energia de origem fóssil que registra o maior crescimento no
mundo. O interesse pelo gás natural está diretamente relacionado à busca de alternativas ao
petróleo e de fontes menos agressivas ao meio ambiente. Este comportamento resultou na
intensificação das atividades de prospecção e exploração, particularmente, entre os países em
desenvolvimento. O resultado foi não só o aumento do volume, mas também a expansão geográfica
das reservas provadas, que se aproximaram dos mercados consumidores, favorecendo o seu
transporte e a sua comercialização, pois este era um dos maiores entraves para a sua disseminação,
tendo em vista os altos investimentos para criação de uma infraestrutura para o seu beneficiamento.
Seguindo características bem distintas, a oferta interna de energia no Brasil, ao contrário do
que acontece no resto do mundo, mantém alto conteúdo de renováveis, atingindo níveis acima de
42,4%. Enquanto que outras fontes não renováveis, como o gás natural, tem aumentado a sua
participação nos últimos anos, atingindo a quarta posição na matriz energética nacional, participando
com 11,5%. Para citar um exemplo, quando se compara a demanda de gás natural entre os anos de
2011 e 2012, há um aumento de 17,6%, em razão do acentuado aumento do uso de gás natural na
geração de energia elétrica, como forte complementação ao baixo desempenho da geração
hidráulica em 2012. A figura 1, que representa a matriz energética do Brasil, mostra as principais
fontes energéticas utilizadas, explicitando à proporção que cada fonte representa no mercado
brasileiro.
Figura 1 – Oferta interna de energia no Brasil. (Fonte: MME, 2013).
Quando se trata da geração de energia elétrica, o gás natural tem uma participação muito
relevante na produção de eletricidade no Brasil, sendo a segunda fonte mais importante com 1,6%
de participação, ficando apenas atrás da energia hidráulica, que é de longo a principal fonte para a
geração de energia elétrica do Brasil, cuja participação na matriz de energia elétrica é de 70,1%.
5
Assim como na matriz energética, ainda é extremamente relevante a participação das energias
renováveis para a produção de energia elétrica, representando aproximadamente 83,7%. A figura
seguinte mostra detalhadamente estes aspectos mencionados.
Figura 2 – Oferta interna de energia elétrica. (Fonte: MME, 2013).
2.1 Definição
O gás natural é um hidrocarboneto que resulta da decomposição da matéria orgânica
durante milhões de anos, sendo encontrado no subsolo em formações rochosas que possuem certas
características tais como porosidade, permeabilidade, fraturas, entre outras, sendo cobertas por
formações impermeáveis que impedem que o gás natural escape e alcance a superfície. Em suas
primeiras etapas de decomposição, esta matéria orgânica de origem animal produz o petróleo. Em
seus últimos estágios de degradação, o gás natural. Por isso, é comum a descoberta do gás natural
tanto associado ao petróleo quanto em campos isolados (gás natural não associado).
O gás natural não é uma substância pura do ponto de vista químico e, embora diversas
definições sejam formuladas, quase todas ressaltam seu estado gasoso nas condições atmosféricas
e sua relação com o petróleo. Tecnicamente, o termo “gás natural” é reservado para misturas
características de materiais gasosos, incluindo hidrocarbonetos ou não, que são encontradas em
reservatórios, geralmente associadas ou não ao petróleo (Tiratsoo, 1972). Basicamente, o gás
natural é constituído por moléculas de hidrocarbonetos encontradas em estado volátil e de baixa
densidade. O elemento predominante é o gás metano (CH4), mas também há, em proporções
variadas, etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), gás carbônico (CO2), nitrogênio (N2), água
(H2O), ácido clorídrico (HCL), metanol (CH4O), etc. A proporção de cada elemento na composição
final do gás natural depende de variáveis naturais, como o processo de formação e as condições de
acumulação no reservatório.
6
2.2 Reservas, produção e consumo mundial
Segundo dados da BP Global – Statistical Review of World Energy 2013, as reservas totais
provadas no mundo eram, ao final de 2012, de 187,29 trilhões de m3. O Oriente Médio liderava o
ranking mundial, com 80,50 trilhões de m3, correspondentes a 42,98% do total. Beneficiado pelos
recursos existentes no Irã e pela intensificação das atividades de exploração nos últimos 20 anos, a
região superou a tradicional Europa & Eurásia, que hoje detém 31,18% de participação, diante dos
42,20% de 1987. A América do Norte, outra região tradicional entre as maiores do ranking, também,
reduziu sua participação no período: de 9,5% para 5,79%. O Brasil aparece neste cenário de forma
mais simplória, cuja reserva é da ordem dos 0,45 trilhões de m3, ou seja, 0,24% das reservas
mundiais. A próxima figura mostra a evolução das reservas de gás natural por região, entre os anos
de 1978 e 2012.
Figura 3 – Histórico das reservas por região (trilhões de m³). (Fonte: BP Global, 2013).
As regiões da Eurásia e América do Norte continuam, no entanto, a serem as maiores
produtoras mundiais, beneficiadas pelas atividades da Rússia (592,27 bilhões de m3
ou 17,61%) e
Estados Unidos (681,39 bilhões de m3 ou 20,26%). Ambas são também as maiores consumidoras
mundiais e contam, como elemento favorável às atividades, com a rede de gasodutos já existente,
erguida ao longo do século XX. Com o consumo de 722,14 bilhões de m3 em 2012, os Estados
Unidos não apenas absorvem toda a produção interna (681,39 bilhões de m3
em 2012), como
importam parte do gás natural do Canadá e do México. Já a Rússia, que em 2007 produziu 592,27
bilhões de m3
para um consumo de 416,24 bilhões de m3, exporta parte da produção, tanto para os
países que compunham a antiga União Soviética quanto, por meio deles, para os mercados
7
europeus. O Brasil possui números bem mais modestos, pois produziu, no mesmo período, 17,40
bilhões de m3 e consumiu 29,17 bilhões de m
3 de gás natural, tendo que importar 11,77 bilhões de
m3 da Bolívia, o que representa 40,34% de seu consumo interno.
A produção total de gás natural no mundo em 2012, excluindo a queima de gás e a reinjeção,
foi de 3.363,90 bilhões de m3, enquanto que o consumo mundial foi de 3.314,40 bilhões de m
3, de
acordo com os dados divulgados pela BP Global – Statistical Review of World Energy 2013.
Produção de Gás Natural em 2012
País Bilhões de m3 %
1° EUA 681,39 20,26
2° Rússia 592,27 17,61
3° Irã 160,50 4,77
4° Qatar 157,05 4,67
5° Canadá 156,55 4,65
6° Noruega 114,92 3,42
7° China 107,22 3,19
8° Arábia Saudita 102,80 3,06
9° Argélia 81,50 2,42
10° Indonésia 71,07 2,11
32° Brasil 17,40 0,52
Tabela 1 – Produção de Gás Natural em 2012. (Fonte: BP Global, 2013).
Consumo de Gás Natural em 2012
País Bilhões de m3 %
1° EUA 722,14 21,79
2° Rússia 416,24 12,56
3° Irã 156,09 4,71
4° China 143,84 4,34
5° Japão 116,74 3,52
6° Arábia Saudita 102,80 3,10
7° Canadá 100,71 3,04
8° México 83,66 2,52
9° Reino Unido 78,28 2,36
10° Alemanha 75,24 2,27
31° Brasil 29,17 0,88
Tabela 2 – Consumo de Gás Natural em 2012. (Fonte: BP Global, 2013).
Segundo o Ministério de Minas e Energia (2007), uma característica do mercado do gás
natural é o aquecido comércio internacional. Mas se, de um lado, ela favorece a expansão do
consumo, de outro se subordina à política externa do país fornecedor e às relações bilaterais entre
fornecedor e comprador, o que causa certa insegurança com relação ao suprimento. Como exemplo
destes embates políticos e comerciais, pode-se citar o momento vivenciado pelo Brasil no ano de
2007, quando houve uma redução dos volumes de gás natural importados da Bolívia e da Argentina,
que comprometeram a operação de várias termelétricas abastecidas pelo combustível em um
período de baixas taxas pluviométricas, quando era crucial preservar a água dos reservatórios das
usinas hidrelétricas.
8
De acordo com a publicação da BP Global – Statistical Review of World Energy 2013, nas
Américas Central e do Sul, as reservas não são tão significativas em nível mundial: respondem por
apenas 5,3% do total e se mantiveram praticamente inalteradas ao longo dos últimos 26 anos. No
entanto, considerando o volume produzido (relação reserva/produção) ao longo dos últimos anos, os
recursos existentes são suficientes para cerca de 50 anos. Em 2012, os maiores produtores são
Trinidad & Tobago (42,22 bilhões de m3), Argentina (37,73 bilhões de m
3), Venezuela (32,80 bilhões
de m3), Bolívia (18,71 bilhões de m
3) e Brasil (17,40 bilhões de m
3).
A participação individual de cada um desses países na oferta mundial de gás natural é pouco
expressiva: oscila em torno de 1%. A importância da produção, portanto, é regional. Um exemplo é a
relação Bolívia-Brasil-Argentina, países que, por meio de uma rede de gasodutos, podem
intercambiar o gás natural. A próxima figura mostra a produção de gás natural mundial por Região
em bilhões de m³. Note que a participação da América do Sul e Central é a menor no cenário
mundial.
Figura 4 – Histórico da produção por região (bilhões de m³). (Fonte: BP Global, 2013).
A exploração do recurso no Brasil começou em meados dos anos 40, com as descobertas de
gás associado ao petróleo na Bahia. Inicialmente, a produção atendeu apenas às indústrias do
Recôncavo Baiano. Após alguns anos, a exploração e produção estenderam-se também às bacias
de Sergipe e Alagoas. O grande salto das reservas ocorreu nos anos 80, com a descoberta na Bacia
de Campos. Finalmente, o início da operação do gasoduto Bolívia/Brasil (GASBOL) em 1999, com
capacidade para transportar 30 milhões de m3 por dia, aumentou significativamente a oferta do gás
natural no país.
9
Segundo o Ministério de Minas e Energia (2009), com o anúncio da descoberta do campo de
Júpiter em 2008, rico em gás natural e localizado na camada pré-sal da Bacia de Santos, o Brasil
poderá ser autossuficiência em gás natural no médio prazo. A estimativa de reservas ainda está em
fase de levantamento, mas as dimensões do campo de Júpiter são similares ao campo de Tupi,
descoberto em 2007 e também localizado na Bacia de Santos, cujas reservas são estimadas entre
176 bilhões e 256 bilhões de m3 de gás natural.
Figura 5 – Reservas provadas de GN no Brasil (bilhões de m³). (Fonte: ANP/SDP; MME, 2006).
Figura 6 – Distribuição geográfica das reservas brasileiras de gás natural em 2013 (bilhões de m³).
(Fonte: ANP, 2013).
De acordo com os dados divulgados pela ANP, as reservas nacionais em 2013, encontradas
em sua maior parte na forma de gás associado, apresentam um perfil bastante concentrado, com
destaque absoluto para o estado do Rio de Janeiro que detém 53,67% destas reservas, seguido dos
estados de São Paulo, Amazonas e Espírito Santo, com respectivamente 13,14%, 11,28% e 9,39%.
10
De todo o gás natural que compõe as reservas do país, 15,21% está localizado em terra,
principalmente, no campo de Urucu (AM) e em campos produtores no estado da Bahia, enquanto
que os 84,79% restantes estão localizados no mar, principalmente, na Bacia de Campos, no estado
do Rio de Janeiro.
2.3 Geração de energia elétrica a partir do gás natural
Segundo a publicação Golden Rules for a Golden Age of Gas 2013 da International Energy
Agency (IEA), a demanda do gás natural participa com cerca de um terço do aumento global da
procura de energia primária, uma contribuição maior do que a feita por qualquer outro combustível e
equivalente ao crescimento combinado da demanda por carvão, petróleo e energia nuclear. As
perspectivas é que em 2035 o gás natural ultrapasse o carvão para se tornar o segundo combustível
mais importante na matriz energética mundial.
De acordo com esta mesma publicação, a principal demanda por gás natural, em 2035, será
para a geração de energia elétrica, possuindo uma participação de aproximadamente 40% do total
de gás consumido. Devido ao menor impacto ambiental, o gás natural apresenta uma vantagem
significativa em relação aos outros combustíveis fósseis, sendo um dos fatores determinantes para o
preço deste combustível no futuro, de modo que este apresentará uma melhora na sua
competitividade e aumentará a demanda para a geração de energia elétrica.
Figura 7 – Demanda por energia primária no mundo. (Fonte: EIA, 2012 (adaptado)).
No Brasil, a matriz da energia elétrica é predominantemente hidráulica e esta característica
não deverá se alterar no médio prazo. No entanto, de acordo com o Plano Nacional de Energia 2030,
produzido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a participação das termelétricas movidas a
gás natural deverá aumentar, no curto e no médio prazo. Essas usinas operariam de maneira
complementar às hidrelétricas. Em outras palavras, seriam colocadas em operação em momentos de
acentuado aumento de demanda ou redução da oferta hidráulica, por exemplo, nos períodos de
estiagem, onde é necessário preservar os reservatórios.
11
Segundo o Anuário Estatístico de Energia Elétrica de 2013 do MME, as usinas termelétricas
são responsáveis por 27,1% da capacidade instalada para a geração de energia elétrica no Brasil,
sendo que este número contabiliza todas as usinas termelétricas independente da fonte de energia
(carvão mineral, gás natural, gás de processo, óleo combustível, óleo diesel, urânio e vapor). No
caso da geração efetiva de energia elétrica, as termelétricas tiveram uma participação de 23,9% no
ano de 2012, onde o gás natural contribuiu com 8,5% da energia elétrica gerada no Brasil. Este valor
está dentro de um cenário onde se inclui a autoprodução por parte de várias empresas do segmento
industrial, diferentemente da Figura 2, quando esta parcela não está incluída.
2.4 Impactos ambientais da geração de energia elétrica
O gás natural é uma fonte de energia extremamente importante para a redução da poluição e
para a manutenção de um ambiente limpo e saudável. Além de ser considerada como fonte de
energia abundante em alguns países, o seu uso pode oferecer um número suficiente de benefícios
ambientais em relação às outras fontes de energia, particularmente os combustíveis fósseis.
Quando se fala das emissões devido à combustão, o gás natural é o mais limpo dentre todos
os outros combustíveis fósseis. Composto essencialmente de metano (CH4), os principais produtos
da combustão são dióxido de carbono (CO2) e vapor d’água, os mesmos compostos gerados na
respiração. A combustão do gás natural ainda libera uma pequena quantidade de dióxido de enxofre
(SO2) e de óxido de nitrogênio (NO), mas sem fuligens ou partículas suspensas, possuindo níveis
mais baixos de dióxido de carbono (CO2), monóxido de carbono (CO), hidrocarbonetos e outros
reativos.
O gás natural está aumentando a sua importância na geração de energia elétrica em muitos
países, pois além de ser extremamente eficiente, a sua inclusão permite uma melhora nos índices de
emissões de poluentes da indústria elétrica. Além disso, existe o fato de seus gases de combustão
não exigirem um tratamento especial, o que implica em um menor custo na manutenção industrial
quando se utiliza o gás natural em detrimento aos outros combustíveis, além de apresentar várias
outras vantagens.
2.5 Aplicações não energéticas do gás natural
Na indústria química, podem-se obter diversos produtos químicos a partir do gás natural.
Pode-se citar, como exemplo de uma aplicação não energética do gás natural, a produção do
metanol (CH4O), que por sua vez é utilizado para a fabricação de formaldeído (CH2O) para obtenção
de resinas, filmes e polímeros, além de uma larga variedade de solventes.
Como o gás natural é rico em metano, a partir deste, pode-se obter o gás de síntese e, para
a indústria de fertilizantes, a amônia (NH3) e a ureia (CH4N2O). A partir das frações mais pesadas do
gás natural, é possível obter o eteno (C2H4) e o propeno (C3H6) para a indústria petroquímica. Nas
12
refinarias, pode-se utilizar o gás natural como matéria-prima para a produção de hidrogênio e,
finalmente, na siderurgia, ele pode ser empregado como combustível no processamento de minérios.
2.6 A convergência entre a indústria do gás natural e da energia elétrica
O Brasil, ao contrário do que acontece em outros países, possui um sistema de geração de
energia elétrica constituído principalmente por fontes renováveis de energia, sendo que a grande
parcela (mais de 70%) é dada pela energia provinda das usinas hidrelétricas. Deste modo, o
fornecimento de energia elétrica no Brasil está intimamente relacionado com o nível de água dos
reservatórios das usinas. Quando este nível atinge patamares baixos, entrando em estado de alerta,
automaticamente as termelétricas entram neste contexto de modo que supram a demanda imediata
de energia elétrica.
É neste contexto complementar que surgem as termelétricas no cenário brasileiro,
diferentemente do que acontecem na Europa, América do Norte e Ásia, onde a sazonalidade
característica das termelétricas se dá devido aos invernos rigorosos, onde há o aumento do uso de
energia elétrica para o aquecimento dos lares e dos ambientes públicos e sociais. Neste cenário, o
gás natural entra como principal fonte de energia para as usinas termelétricas.
No Brasil, os segmentos residencial e comercial possuem um pequeno consumo e
praticamente não apresentam variação de demanda ao longo do ano, bem como os outros
segmentos, de modo que a única exceção é o segmento termelétrico, que conforme descrito
anteriormente, é requerido de forma complementar pela indústria da energia elétrica, o que se traduz
num comportamento de demanda com característica aleatória. A próxima figura ilustra a
convergência das cadeias produtivas entre as duas indústrias, mostrando que esta convergência
entre ambas se dá, justamente, nas termelétricas.
Figura 8 – Cadeias das indústrias de GN e EE. (Fonte: Petrobras, 2006 (adaptado)).
13
3 Segurança do suprimento de gás natural
A cadeia de suprimento de gás, assim como a de óleo, pode ser complicada e, algumas
vezes, ser um sistema obscuro para muitos que dependem de seus produtos e serviços. Estes
sistemas precisam ter um modelo que forneça uma descrição visual simples de seus principais
componentes e de seus clientes e serviços que são dependentes desta energia. Reconhecer os
componentes críticos e suas localizações fornece o contexto para o entendimento da diversidade
desta cadeia de suprimento, além de ajudar nas questões que podem afetar os vários estágios de
desenvolvimento desta, assim como o estágio de produção e de distribuição.
O gás natural além de ser uma fonte de energia importante para as residências, escritórios,
shopping centers, bares, entre outros, também é extremamente importante para as indústrias de
manufaturados, de geração de energia elétrica e de transporte, tornando-se, a cada dia, mais
importante para a vida moderna. Logo, cada nação, onde o consumo deste energético é crucial para
sua economia, deve se proteger quanto à falta de fornecimento deste, seja por aumentar o leque de
fornecedores, não ficando dependente apenas de poucos, seja por procurar fontes de energia
substitutas para o gás natural.
O gás natural se caracteriza por precisar de uma infraestrutura de grandes dimensões para a
sua distribuição, além de precisar de investimentos vultosos para a implantação de uma malha de
gasodutos, que não é estruturada no curto prazo para suprir uma falta momentânea de oferta de
mercado. Caso, um país tenha o fornecimento de gás natural cessado por questões políticas ou
econômicas, este poderá sofrer vários riscos e até parar as atividades econômicas.
Ressalta-se, entretanto, que a coexistência de gás natural e de infraestrutura de escoamento
é uma condição necessária, mas não suficiente para garantir o suprimento deste energético. Mesmo
com contratos de gás assinados e com uma rede eficiente de transporte, pode haver interrupção no
fornecimento por conta de aspectos políticos e econômicos entre os países que participam da cadeia
de abastecimento.
Este capítulo se propõe a elucidar algumas alternativas para aumentar a segurança na
continuidade do suprimento de gás natural, tais como: diversificação de fornecedores; integração das
malhas de transporte; utilização do gás natural liquefeito (GNL) e Estocagem Subterrânea de Gás
Natural (ESGN), além de fazer um panorama geral, mostrando as principais variáveis inerentes a
esta cadeia.
3.1 Diversificação de fornecedores
A energia é requisito básico para toda atividade humana, enquanto a continuidade no seu
suprimento é crucial para a estabilidade socioeconômica das economias modernas. A segurança
energética possui duas dimensões: confiabilidade e segurança de abastecimento. A confiabilidade
refere-se à habilidade do sistema de energia em evitar um corte abrupto no fornecimento de energia
para os consumidores. Este tipo de situação pode ocorrer como uma consequência de um fenômeno
14
natural (tempestades ou terremotos) ou como resultado de uma falha na operação da logística do
abastecimento de energia. Logo, rotas alternativas para o fluxo energético são essenciais para
assegurar o abastecimento quando se dá este tipo de problema.
Já a segurança do abastecimento se refere à proteção contra eventos que exigem cortes de
fornecimento de energia por longos períodos de tempo. Neste caso, o problema é o risco de
comportamento oportunista dos agentes de se beneficiar de um contexto que lhes é favorável, como
acontece sistematicamente nas relações bilaterais de fornecimento de gás natural. Sob tais
circunstâncias, o risco de comportamento oportunista aumenta os custos de transação, levando a má
seleção na escolha de projetos alternativos. Soluções de menor custo para o fornecimento de
energia são negligenciadas e soluções de maior custo, que eliminam riscos de cortes de
fornecimento, são adotadas em seu lugar.
O gás natural, ao contrário do petróleo que é uma commodity1 global, é uma commodity
regional, com seus compradores e seus vendedores exercendo maior influência. A diversificação de
fornecedores de gás natural é uma das principais estratégias utilizadas pelos países com vistas à
redução de sua vulnerabilidade, objetivando a garantia de suprimento.
O caso particular da Europa é bem interessante e chama a atenção do mundo. A produção
de gás natural na Europa entrou em declínio nos últimos anos, o que tem aumentado sua
dependência de importações, tornando-a cada vez mais dependente como um todo de seu principal
fornecedor, a Rússia, que se mostra com mais inclinação de utilizar este recurso para fins políticos,
ganhando vantagens na negociação. Ao longo da última década, os países europeus aumentaram
suas atenções quanto aos possíveis cortes de fornecimento do gás natural por parte da Rússia. Até
recentemente, a maior parte do gás natural russo era escoado para a Europa através da Ucrânia e
da Bielorússia e devido às relações frágeis e até hostis entre Kiev, Minsk e Moscou que ocorreram
no passado, acabou resultando na interrupção de fluxo de gás para várias partes da Europa, como
aconteceu em 2006 e em 2009. Alguns países do leste europeu, que dependem exclusivamente das
importações do gás russo, estão susceptíveis a estas flutuações de mercado.
Segundo o CRS Report for Congress (2013), como resposta ao que ocorreu em 2006 e em
2009 e se precavendo às possíveis interrupções futuras, os países europeus têm buscado aumentar
sua segurança energética através da constante procura por diversificar suas opções de
fornecimento. Uma das alternativas foi a busca por rotas de trânsito alternativas para o gás russo,
que inclui a decisão da Alemanha em construir um gasoduto conectando-a diretamente a Rússia.
Enquanto que a Rússia também se comprometeu em construir um gasoduto através do Mar Negro
para fazer sua interligação à Bulgária e à Hungria.
Outra estratégia adotada pela Europa foi o planejamento da construção da Trans Anatolian
Natural Gas Pipeline (TANAP) que se conectará à Trans Adriatic Pipeline (TAP), que vai desde a
fronteira da Turquia, passando através da Grécia e Albânia, até a Itália. Ao mesmo tempo, estudam-
se alternativas de suprimentos de outras regiões do mundo, como do norte da África ou da Ásia
central, mas estes encaram maiores desafios e bem mais significantes.
1 Mercadoria primária cuja produção se dá em larga escala e cujo preço é regulado de acordo com a oferta e a
demanda.
15
Por fim, um terceiro aspecto das políticas de segurança de energia da Europa é a integração
e a liberação do mercado interno de energia europeu, assegurando que todos os estados membros
estejam conectados à malha de fornecimento energética europeia por volta de 2015, ajudando na
eficiência energética através da Europa (CRS Report for Congress, 2013).
As alternativas, para o mercado europeu, seriam o aumento da importação de gás natural do
norte da África, de países como a Líbia, o Egito e a Algéria. A Líbia passa por mudanças no seu
regime político e pode representar parcela importante no futuro, enquanto que o Egito passa por
problemas sociais graves, mas aparece com grande potencial de fornecimento de gás para a Europa.
A Algéria é o maior exportador de gás do norte da África, sendo o terceiro principal fornecedor da
Europa, mas caso haja desenvolvimento na exploração do gás de xisto, pode assumir papel de mais
destaque na economia europeia.
Saindo da Europa e se inserindo no contexto da América do Sul, há uma diferença crucial
entre estas regiões: quase não há integração da indústria do gás natural entre os países sul-
americanos. Segundo Oliveira (2010), a integração da indústria de gás natural iniciou-se com a
construção do gasoduto para transportar o gás da Bolívia para a Argentina, sendo concretizado com
a construção do gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) e de outros gasodutos de transporte de gás
argentino para o mercado chileno. As usinas termelétricas, percebidas como âncoras para o rápido
desenvolvimento dos mercados de gás natural na região, criou a necessidade de avaliar a viabilidade
econômica de gasodutos necessários para o transporte de reservas naturais significativas em países
sul-americanos.
Segunda a BP Global – Statistical Review of World Energy 2013, a Venezuela possui as
maiores reservas provadas de gás natural das Américas do Sul e Central, possuindo 5,6 trilhões de
m3 ou 3% de toda a reserva mundial. O desenvolvimento de relações bilaterais ou multilaterais com
outros países sul-americanos é um caso interessante e necessita de uma análise mais minuciosa de
mercado, numa tentativa de expandir a oferta de gás natural e aumentar a eficiência energética na
América do Sul.
O Brasil, por sua vez, devido à sua posição geográfica e do tamanho do seu mercado de
energia, tem um papel decisivo a desempenhar na promoção dos fluxos de energia regionais.
Durante a década de 1990 grandes investimentos foram feitos para desenvolver a infraestrutura
necessária para promover fluxos significativos de eletricidade e gás natural a partir de países
vizinhos para o mercado brasileiro de energia. No entanto, os acordos bilaterais adotados para fazer
uso dessa infraestrutura se mostrou incapaz de resistir às mudanças no contexto de energia e
política regional (Oliveira, 2010).
O governo brasileiro, então, empreendeu crescentes esforços para reduzir a sua conta de
importação de gás natural, através da utilização do seu potencial hidrelétrico, do aumento da
produção interna de petróleo e gás e da utilização de biomassa renovável. Como medidas adicionais
para a redução da dependência energética, no início dos anos 2000, a indústria nacional foi
estimulada a racionalizar o consumo e/ou substituir energéticos tradicionais como os combustíveis
derivados de petróleo, da lenha e do carvão, pelo gás natural. Neste sentido foi incentivada a
16
cogeração e a autogeração nos grandes consumidores de energia elétrica, principalmente no
segmento dos “eletrointensivos” (Ramos et al., 2007).
Em suma, a diversificação das fontes de suprimento tem relação direta com a construção de
infraestrutura para o escoamento de gás natural. Pode-se, então, construir gasodutos para a
importação de gás natural ou instalações que permitam a importação deste energético no estado
líquido. Durante muito tempo a utilização de gasodutos foi o principal meio de transporte de gás
natural entre países. Hoje, o transporte do GNL tem se tornado uma opção cada vez mais
interessante.
A integração energética continua sendo a melhor alternativa econômica para o incremento
competitivo da segurança do abastecimento de energia do Brasil e da América do Sul. Ela oferece
acesso aos recursos energéticos de países vizinhos a baixo custo de oportunidade, especialmente,
aos países situados no centro do continente. Quanto aos outros países da região, a integração
energética pode oferecer a oportunidade de melhorar a segurança energética de cada país, além de
proporcionar o acesso ao mercado brasileiro de seus recursos energéticos, que de outra forma,
permaneceriam inertes, e permitiria que eles participassem da cadeia produtiva do sistema
energético brasileiro. De uma forma geral, a região como um todo ganharia em proporcionar um
suprimento de energia mais seguro e competitivo aos investidores.
3.2 Utilização do Gás Natural Liquefeito (GNL)
Outra forma de um país se precaver de uma possível interrupção no abastecimento de gás
natural é diversificar tanto a fonte, como o fornecedor. Nos países onde se dá elevado consumo de
gás natural, quando não se pode substituí-lo, busca-se diversificar as fontes de suprimentos, tanto
pela construção de novos gasodutos, quanto por meio do crescimento da utilização do GNL.
Se por um lado, no início da expansão da indústria do gás natural, a larga prospecção por
novas reservas fez com que estas se aproximassem dos mercados consumidores, o que acontece
hoje é o contrário, pois a exploração destas reservas fez com que a produção de gás natural
entrasse em declínio nos últimos anos (principalmente na Europa), fazendo com que as reservas
mais significativas deste energético localizem-se cada vez mais distantes dos principais mercados
consumidores. Como transportar o gás natural exige uma infraestrutura, robusta e cara, interligando
os países fornecedores dos consumidores, as transações internacionais de comercialização de GNL
aumentaram de maneira significativa.
O GNL também requer uma grande infraestrutura como a construção e operação de
terminais de gaseificação e regaseificação, mas são plantas bem menos pomposas e grandiosas
quando comparadas às malhas de gasodutos, além dos custos inerentes ao seu transporte serem
menores que a manutenção destas linhas. Os custos de transporte do GNL variam em função da
operação e amortização dos navios, do tamanho dos metaneiros e da distância transportada. Custos
relacionados à construção e operação de terminais de regaseificação (descarregamento,
armazenagem e regaseificação) variam significativamente em função da localização das plantas.
17
Hoje em dia, em função de questões como às relacionadas aos direitos de passagem por
cada nação e, principalmente, a questão da flexibilidade e aliada à redução nos custos do transporte
do GNL, este tem se tornado uma opção cada vez mais interessante. A utilização do GNL tem
crescido nos últimos anos e perspectivas apontam para um incremento ainda mais significativo desta
modalidade de transporte de gás natural no futuro.
3.3 Estocagem de Gás Natural em Formações Geológicas
O conceito de estocagem de gás natural em formações geológicas surgiu da necessidade de
fornecimento de gás para os consumidores durante os períodos de alta demanda sazonal. O
armazenamento de gás natural também é uma política de segurança contra acidentes e catástrofes
naturais. Existem diversos tipos de armazenamento subterrâneo, sendo que os mais utilizados no
mundo são: reservatórios depletados de óleo e gás; aquíferos e cavidades salinas.
Esta técnica é largamente empregada nos Estados Unidos e no Canadá e em muitos países
da Europa, como na Alemanha, França, Itália, Espanha, Reino Unido, entre outros países. Este é um
processo que visa adequar o suprimento, geralmente proveniente de grandes dutos, às demandas
variáveis dos mercados, as quais dependem de fatores diversos tais como o clima, a estação do ano,
etc. Nestas nações, a ESGN melhora a eficiência do sistema de produção e o transporte de gás
natural, o que dispensa a construção de novas instalações de produção ou de gasodutos de maior
capacidade para atender às maiores demandas das estações mais frias do ano, sendo que estas
ampliações permaneceriam paradas no verão, período de menor consumo de gás natural.
As principais vantagens do uso da ESGN são: equilibrar oferta e demanda de gás natural;
servir como estoque estratégico para os casos de interrupção do fornecimento causados por fatores
técnicos ou políticos; promove a expansão da infraestrutura de transporte de gás natural e aumento
da confiabilidade do sistema de fornecimento como um todo; dar vantagens econômicas
provenientes das flutuações de preços da commodity e realizar ajustes sazonais da demanda e para
o atendimento dos picos diários de demanda.
No caso de países exportadores de gás natural, acrescentam-se aos objetivos acima:
assegurar o abastecimento para os países importadores; aperfeiçoar a rede de transporte e torná-la
mais complexa e ramificada; aumentar a regularidade das instalações de produção e processamento
e, por fim, conceder vantagens econômicas para estes países exportadores, garantindo-lhes mais
poder de barganha na comercialização do gás.
18
4 Estocagem Subterrânea de Gás Natural
O primeiro empreendimento de sucesso da estocagem subterrânea de gás natural ocorreu
em 1915, na região de Weland, Ontário, no Canadá, e se deu em um reservatório depletado de gás
natural. No ano seguinte, os Estados Unidos desenvolveram o seu primeiro campo para o
armazenamento de gás natural perto de Buffalo, no estado de Nova York. Este campo, conhecido
como Campo de Zoar, ainda está em operação nos dias de hoje. Os Estados Unidos continuaram
desenvolvendo pesquisas e estudos nesta área e, já na década de 1930, existiam nove campos em
seis estado norte-americanos.
Após a Segunda Guerra Mundial, houve um aumento significativo na produção e expansão
no pós-guerra e não foi possível viabilizar a construção de dutos para transportar o gás com
capacidade suficiente para atender a demanda. Em resposta, várias outras unidades de estocagem
subterrânea foram desenvolvidas. Com o passar dos anos, com o desenvolvimento de novas
técnicas e tecnologias, outros tipos de estocagem geológica foram desenvolvidos e se tornaram uma
realidade.
Em 1946, a primeira estocagem geológica em aquíferos foi realizada em Kentucky, nos
Estados Unidos, enquanto que a primeira estocagem de gás natural em cavernas salinas só se
tornou realidade em 1961, quando foi desenvolvida uma unidade em Michigan, também nos Estados
Unidos. A primeira armazenagem de gás em domos salinos também foi desenvolvida pelos Estados
Unidos no ano de 1970, no Mississipi. A última forma de ESGN foi desenvolvida recentemente na
Suécia, sendo finalizada no ano de 2002. Trata-se do armazenamento em cavernas de rochas
alinhadas, que teve bastante êxito na fase de teste, tornando-se uma realidade para a implantação
em diversas outras regiões do mundo.
A concentração e o tipo de instalações de estocagem subterrânea de gás natural variam de
região para região, dependendo essencialmente da situação energética do país em que estão
contidas, do suprimento de gás, da distância entre as áreas produtoras e os centros de consumo, da
taxa de penetração do combustível em cada setor, dentre outros fatores (Maculan e Confort, 2007).
4.1 Características da ESGN
Cada instalação de estocagem subterrânea se caracteriza por possuir características
específicas e inerentes ao seu tipo, sejam características físicas, como econômicas. As principais
características físicas são a porosidade, a permeabilidade, a capacidade de retenção do fluido, entre
outras. Como características econômicas relevantes e de grande impacto na escolha do tipo de
armazenamento, podem-se citar, principalmente, os custos de instalação da estrutura e os custos de
manutenção, bem como as taxas de entrega e a capacidade de ciclos (operação de armazenar e
retirar o gás). Sendo estas propriedades que guiam a sustentabilidade dessas instalações,
reforçando a ideia de sua finalidade: atender demandas sazonais ou picos de emergência.
19
Outros aspectos de suma importância são os critérios de operação da estrutura de
armazenagem (tanto o operacional, como o comercial), pois são estes que definem a eficiência de
entrega do suprimento à demanda de mercado. Logo, a capacidade de armazenamento é um ponto-
chave, tendo como principais variáveis o tempo e o volume, que condicionam todo o processo. Outro
critério adotado é a taxa de entrega do gás (taxa de retirada), sendo dimensionado como a razão de
fluxo: volume/tempo.
Dois conceitos importantes serão inseridos nesta seção: o gás de base e o gás útil (gás de
trabalho). O gás de base é o volume de gás necessário dentro da estocagem geológica para manter
a pressão interna e conseguir realizar as operações de injeção e retirada de gás. O gás de base é
um volume que sempre permanece dentro da estocagem e quanto maior for este, maior será a
pressão e, consequentemente, maiores serão as taxas de retirada de gás. Sendo uma variável
controlada pelo operador da estrutura. Já o gás útil é o volume armazenado de fato, que é estocado
temporariamente com o propósito de ser retirado em datas futuras.
4.2 Tipos de ESGN
Os principais tipos de armazenamento subterrâneo de gás natural são cavernas salinas,
reservatórios depletados de gás natural e de óleo, aquíferos, minas desativadas e cavernas de
rochas rígidas ou alinhadas. A seguir, falar-se-á mais detalhadamente de cada uma destas.
4.2.1 Cavernas salinas
As formações salinas são encontradas abaixo da superfície terrestre na forma de camadas,
de domos, de diápiros, etc. Deve-se analisar a geologia destas estruturas para poder considerar a
viabilidade de utilização de cavernas para o armazenamento. Caso, não haja outra estrutura
geológica para a estocagem, é que se procura idealizar a construção das cavernas salinas, devido
ao seu alto custo.
As cavernas de sal são abertas pela dissolução de grandes cavidades através da injeção de
água. O sal ao redor da caverna é altamente impermeável e praticamente a prova de escapes, sendo
que o lugar mais provável para ter uma fuga de gás é pelo próprio poço, através do qual a
estocagem é operacionalizada. As cavernas construídas, dentro das formações de sal, oferecem
uma boa alternativa para a estocagem subterrânea de gás natural, sendo bastante eficientes para
atender picos diários de consumo de gás, sendo excelentes devido à alta capacidade de ciclos, onde
o gás é liberado dentro de poucas horas após a notificação, com altas taxas de entrega.
As cavernas operam com uma pequena quantidade de gás de base, sendo até
desnecessário em alguns casos, pois podem ser operadas com pressões constantes ou variáveis.
Segundo Beckman et al. (1995), sob pressões variáveis, é necessário que aproximadamente 1/3 da
caverna contenha gás de base. Quando o gás útil é retirado, a pressão decresce e a quantidade
necessária de gás de base é baseada na pressão mínima exigida para evitar que o sal se deforme e
20
comprometa a integridade da caverna. Quando a pressão é constante, não é necessário o uso de
gás de base, sendo que a água salgada saturada é utilizada durante a retirada do gás útil para
manter a pressão dentro da estocagem (Foh, 1979).
4.2.2 Reservatórios depletados de gás natural e de petróleo
Os reservatórios depletados de gás e de óleo têm sido os mais empregados para as
estocagens geológicas de gás natural. Estes reservatórios se caracterizam por ter armazenado
gás/óleo com eficiência durante milhões de anos, mas que agora se encontram parcialmente ou
completamente exauridos, onde a maior parte do volume recuperável tem sido extraída.
Geologicamente, estes reservatórios são capazes de manter o gás natural confinado, pois
estas estruturas já aprisionaram os hidrocarbonetos que migraram a partir da rocha-mãe e se
infiltraram nestas armadilhas. Porém, algumas precauções devem ser consideradas. Em alguns
casos, reservatórios, que uma vez armazenaram gás de fato, perderam gás ao longo do tempo
geológico até o tempo da produção. Em outros, a perda de gás ocorreu até que a pressão caísse
abaixo da pressão limite da rocha selante. No caso do armazenamento de gás natural, a perda
ocorreria uma vez que a pressão de operação fosse aumentada (Foh, 1979).
Nem todo reservatório depletado pode, no entanto, vir a ser utilizado para estocagem de gás.
Para que este seja ideal para o armazenamento de gás, ele deve possuir boa permeabilidade e boa
porosidade, além de armadilhas efetivas para conter o gás. Quanto maior for a permeabilidade e a
porosidade, maior será o volume armazenável de gás e maiores serão as taxas de injeção e de
retirada de gás útil.
Para manter a pressão do reservatório e adequar as taxas de retirada, no mínimo 50% do
volume do reservatório deve conter o gás de base. Entretanto, uma vez que estes reservatórios
foram abandonados, eles ainda podem conter algumas quantidades de gás, de óleo e de água. O
gás natural abandonado pode ser utilizado para os requerimentos do gás de base.
Reservatórios depletados são, geralmente, os mais baratos e mais fáceis de desenvolver, de
operar e de manter, pois suas características geológicas são bem conhecidas, assim como é
possível aproveitar equipamentos e instalações utilizados na fase de exploração, e ainda eles
conseguem atender tanto a demanda sazonal como aos picos diários (Maculan e Confort, 2007).
4.2.3 Aquíferos
Quando se pretende construir uma estocagem geológica de gás natural e não há
reservatórios depletados na região, os aquíferos podem ser uma opção para tal. Este tipo de
estocagem requer investimentos altos, resultado da fase de pesquisa das estruturas e da fase inicial
da operação, pois, segundo Confort (2006), avaliações sísmicas devem ser feitas para conhecer a
geologia do aquífero, além de necessitar criar uma infraestrutura (poços, dutos, plantas de
21
desidratação, compressores, etc.), uma vez que não existiu fase prévia de produção e, soma-se a
estes, o custo de aquisição do gás de base, que gira em torno de 30% do custo total da instalação.
A necessidade de gás de base para os aquíferos é maior do que a exigida para os
reservatórios depletados, podendo ser superior a 80% do volume total da capacidade do aquífero.
Além disso, a maior parte, senão a totalidade, de todo esse gás injetado é irrecuperável, mesmo
após o abandono do sítio. Sendo um dos fatores que podem inviabilizar o desenvolvimento deste tipo
de estocagem nos dias atuais.
O aquífero deve possuir alta porosidade e alta permeabilidade, com a existência de pressão
de formação e grande capacidade de armazenagem. O gás armazenado dentro de aqüíferos é
normalmente retirado uma vez durante o inverno, principalmente nos países do hemisfério norte
(onde há invernos mais rigorosos). No entanto, os aquíferos podem ser utilizados para atender os
picos de demanda que ocorrem esporadicamente. Taxas de entrega de gás podem ser reforçadas
pela camada ativa de água (natural water drive), que desloca o gás dentro e providencia a energia
necessária para retirada deste.
4.2.4 Minas desativadas
Minas desativadas podem ser utilizadas para o armazenamento subterrâneo se as
características da formação geológica, assim como a existência de poros e espaços, forem
consideradas seguras e viáveis para uma armazenagem econômica (Maculan e Confort, 2007).
Segundo Confort (2006), esta é uma modalidade considerada não convencional para a estocagem
de gás natural. A indústria não teve como tendência a utilização de minas abandonadas,
principalmente, devido à sua capacidade de contenção inferior, baixas profundidades, pressões e
volumes reduzidos, se comparados às de estocagens convencionais. A grande vantagem na
utilização das minas abandonadas tem relação com a flexibilidade em relação à capacidade de ciclos
de injeção e de retirada de gás natural, podendo realizar vários ciclos ao longo do ano para atender
os picos de demanda do energético.
A adequação de uma mina desativada para a estocagem de gás natural é determinada pelo
estudo de sua história ao longo do período de atividades e através do estudo da geologia
circundante. Entretanto, a mina necessita ser envolvida por camadas impermeáveis para assegurar a
retenção do gás, sendo que é a própria geologia e a pressão hidrostática que determinará em que
pressão a mina poderá ser operada (MJMEnergy, 2007). Outro aspecto interessante, que caracteriza
as minas, é que o volume de gás natural, que pode ser potencialmente armazenado, é baseado não
apenas no volume da mina, mas também pela taxa de adsorção do gás ao mineral presente na mina.
Apenas três unidades de ESGN foram desenvolvidas em minas desativadas, duas eram
localizadas na Bélgica e outra nos Estados Unidos, mas atualmente todas as três estão
descomissionadas. Mesmo não havendo nenhuma instalação em atividade nos dias atuais, as minas
desativadas continuam a ser uma alternativa para a estocagem subterrânea de gás natural
(MJMEnergy, 2007).
22
4.2.5 Cavernas de rochas alinhadas
O conceito de cavernas de rochas alinhadas (Lined Rock Cavern – LRC) consiste numa nova
tecnologia empregada para o armazenamento subterrâneo de gás natural. O princípio se baseia em
armazenar o gás com altas pressões e em profundidades rasas dentro dessas cavernas escavadas
em rochas ígneas ou metamórficas, onde a rocha absorve a carga de pressão e o alinhamento
assegura o estancamento do gás. Incluso neste conceito está um sistema para o aquecimento e
resfriamento do gás, visando melhorar a quantidade do gás útil e reduzir o custo de armazenamento
específico (Mansson, 2006). Desde que estas são estruturalmente estáveis, a necessidade de gás de
base é mínima.
A construção da planta de demonstração começou em 1999 e terminou em 2002, quando
começaram os testes para verificar sua operacionalidade. Este foi um projeto desenvolvido em
parceria entre as empresas de gás da França (Gaz de France) e pela empresa de gás da Suécia
(E.ON Gas Sweden).
O LRC demonstrou ser tecnologicamente viável, sendo uma alternativa viável para concorrer
com os outros tipos de estocagem geológica. As principais vantagens desta nova tecnologia são:
grande liberdade de localização com relação à geologia; alta taxa de retirada de gás; alta taxa de
rotatividade, o que possibilita maiores ciclos; não requer tratamento de gás; pouco impacto ambiental
e, ainda, possibilita a expansão da estrutura em etapas pela adição de módulos de cavernas.
Em 2004, a primeira caverna de rocha alinhada tornou-se operacionalmente ativa em
Skallen, na Suécia. Esta consiste em uma caverna escavada e cilíndrica de 40.000 m3, alinhada com
aço. Um túnel conecta a caverna à superfície. A caverna foi escavada dentro de uma rocha gneisse
de boa qualidade, apresentando poucas fraturas, em uma profundidade de cerca 115 metros, com
aproximadamente 50 metros de altura e 36,5 metros de diâmetro (Sofregaz and LRC, 1999).
4.3 Custos
Existem custos específicos e diferentes para cada tipo de armazenamento subterrâneo.
Estes custos são inerentes tanto à fase de desenvolvimento quanto à fase de operação da
instalação, envolvendo, em um contexto geral: custo de aquisição do gás de base; construção da
infraestrutura da superfície; construção da infraestrutura da subsuperfície; prospecção sísmica;
manutenção; etc.
Os aquíferos são os que necessitam de maior volume de gás de base, o que encarece muito
a estrutura, além de requererem o maior tempo de desenvolvimento (tipicamente, cinco anos), devido
ao tempo de caracterização do reservatório e à construção da infraestrutura na superfície e, ainda,
possuem um elevado custo de operação. Quando comparado aos aquíferos, os campos depletados
de gás/óleo são bem mais baratos de se desenvolverem e de se operarem, pois já há uma
infraestrutura existente no lugar e já está provado que estas estruturas podem aprisionar e conter o
gás natural. Além disso, pode ainda existir gás natural residual que nunca vai poder ser recuperado,
podendo ser usado para atender as necessidades do gás de base, reduzindo ainda mais os custos.
23
A caverna de sal é a opção mais econômica para o armazenamento subterrâneo de gás
natural. Entretanto, o desenvolvimento delas e de sua infraestrutura envolve muito capital. O grande
ganho na redução dos custos, quando esta é comparada aos outros tipos de armazenamento
subterrâneo, é a necessidade mínima de gás de base e o baixo custo operacional, pois elas recebem
vários ciclos de injetadas e retiradas de gás natural ao longo do ano, resultando numa alta
rotatividade, o que reduz drasticamente o custo operacional. Já a caverna de rocha alinhada pode
ser não viável economicamente, dependendo do volume necessário para ser aberto na rocha.
Embora tenha o maior custo de desenvolvimento, em termos de custo total (desenvolvimento e
operação), os aquíferos, ainda, possuem custo superior.
Figura 9 – Custos das ESGN. (Fonte: Foh et al., 1979 (adaptado)).
4.4 A ESGN no mundo
Segundo dados divulgados pela Cedigaz – Underground Gas Storage in the World – 2013,
as tendências de armazenamento globais apresentam um crescimento sustentado até 2030
impulsionado pela Ásia e pelo Oriente Médio. É esperado que a capacidade global de
armazenamento de gás cresça de 377 bilhões de m3, do início de 2013, até 557-631 bilhões de m
3
em 2030. Este crescimento esperado, entre 180 a 254 bilhões de m3 em 2030, requer um
investimento sustentado ao longo do período: será necessário investir em torno de €120 bilhões até
2030. Neste ano, as estocagens subterrâneas representarão entre 11,6% a 13,1% da demanda
global de gás, comparada com 11,3% em 2013.
Em mercados maduros, como os Estados Unidos e Europa, o crescimento na capacidade de
gás de trabalho é mais limitado, cujo foco é no crescimento da capacidade de entrega de pico de
demanda em vez do volume estocado. Nos mercados emergentes de gás natural (a China, em
particular), um forte crescimento nas estocagens é esperado. Nestes mercados, o investimento foca-
se na criação de grandes volumes de capacidade de armazenamento, bem como na capacidade de
24
entrega de pico de demanda para lidar com o aumento das importações e com o crescimento das
cidades e da demanda de energia.
Hoje, o armazenamento subterrâneo é um componente vital da cadeia de gás natural. Ele foi
inicialmente desenvolvido para equilibrar a oferta e a demanda de gás, para aperfeiçoar o tamanho
da rede de transmissão, bem como o seu gerenciamento, e garantir a segurança do suprimento em
caso de interrupção no fornecimento de gás. Como os mercados se desenvolveram e se tornaram
mais liberalizados, mercados centralizados emergiram e começaram a participar ativamente no
mercado de gás natural. Logo, o armazenamento adquire um papel comercial adicional, apenas
como ferramenta de apoio à negociação. Com o desenvolvimento de fontes de energias renováveis
no setor energético, o armazenamento começa a desempenhar uma função complementar para
cobrir a inconstância na demanda de gás, quando este é utilizado como um substituto ao
fornecimento de energia.
A indústria do gás está disposta a continuar a investir em estocagem geológica para apoiar a
expansão dos mercados de gás e acompanhar a tendência do crescimento das fontes de energias
renováveis. Segundo a Cedigaz (2013), em todo o mundo, há 95 projetos em construção que
acrescentarão 68 bilhões de m3 de capacidade de gás de trabalho. Além disso, há 141 projetos
identificados em diferentes estágios de planejamento. Estes projetos planejados, se concluídos,
podem acrescentar cerca de 85 bilhões de m3 da capacidade de gás de trabalho. A Europa tem
liderado todas as categorias: em número de projetos, na adição da capacidade de gás de trabalho,
em projetos em construção e em projetos planejados.
No início de 2013, existiam 688 instalações de armazenamento subterrâneo de gás natural
em operação no mundo, o que representa uma capacidade de gás de trabalho de 377 bilhões de m3
ou 10,3% do consumo de gás de 2012. A capacidade de gás de trabalho tem crescido
significantemente desde 2010 (mais de 35 bilhões de m3), principalmente, devido à Europa que
adicionou quase 14 bilhões de m3 de capacidade nos últimos três anos (Cedigaz, 2013).
A estocagem geológica de gás natural tem se desenvolvido, principalmente, em quatro
regiões: América do Norte, Europa, Comunidade dos Estados Independentes (CEI2) e na Ásia-
Oceania. A América do Norte concentra mais do que dois terços de todas as instalações do mundo,
com 414 nos Estados Unidos e 59 no Canadá, com uma capacidade de gás de trabalho de 152
bilhões de m3 (40% do volume total). A Europa fica em segundo no ranking em termos de número de
instalações com 144 (99 bilhões de m3), seguida pelos países que compõem a CEI que possuem 51
instalações, mas que ficam na segunda posição quando se trata de capacidade de gás de trabalho
(115,5 bilhões de m3). A Ásia-Oceania tem apenas 18 instalações com 9,3 bilhões de m
3 de
capacidade de gás de trabalho. No restante do mundo, há apenas duas outras instalações, uma na
Argentina e outra no Irã.
Segundo a Cedigaz (2013), há uma predominância de instalações em campos depletados,
pois estas permitem um grande volume estocado e são principalmente usadas para balancear as
2 Organização formada por 11 repúblicas que pertenciam à antiga União Soviética: Armênia, Azerbaijão,
Bielorrússia, Cazaquistão, Quirguízia, Moldávia, Rússia, Tadjiquistão, Turcomenistão, Ucrânia e Uzbequistão.
25
ofertas e demandas por gás natural, além de constituírem reservas estratégicas. Com 509
instalações no mundo, campos depletados representam 74% do total de sítios.
Entretanto, a liberalização do mercado trouxe algumas importantes mudanças no mercado
de armazenagem de gás. Hoje, a armazenagem é também utilizada como ferramenta financeira para
aperfeiçoar o portfólio de gás no curto prazo. Esta tendência pode ser vista no crescimento da
importância das cavernas de sal na América do Norte e na Europa. Desta maneira, em janeiro de
2013, 94 instalações, em cavernas de sal, estavam em operação no mundo (contra 76 no fim de
2010), representando 14% do total de sítios. Embora as cavernas de sal contabilizem apenas 7% do
total de gás de trabalho, elas entregam até 22% da capacidade total de entrega do mundo.
Se os reservatórios porosos (campos depletados e aquíferos) dominam o número de
instalações de armazenamento na América do Norte (≅90%) e na CEI (≅96%), sua participação cai
para 71% na Europa, onde as cavernas de sal representam uma proporção maior do que em outras
regiões. Inversamente, a CEI tem apenas duas instalações de caverna de sal.
Os Estados Unidos é de longe o país mais importante em termos de capacidade de gás de
trabalho instalada, com quase 130 bilhões de m3 de um volume total de 377 bilhões de m
3. A Rússia
e a Ucrânia possuem cerca de 69 bilhões de m3 e de 32 bilhões de m
3, respectivamente, e em
seguida estão o Canadá e a Alemanha, ambos com 22 bilhões de m3. Estes cinco países concentram
73% de toda a capacidade de gás de trabalho instalada no mundo. A Itália aparece na sexta posição
com 16 bilhões de m3 e em seguida aparece a França com 13 bilhões de m
3 (Cedigaz, 2013).
4.4.1 Estados Unidos da América
A revolução do shale gas e a grande expansão da malha de gasodutos induziram ao
desenvolvimento de instalações de armazenamento de alta capacidade de entrega nos Estados
Unidos. Durante alguns anos, especificamente entre 2000 e 2007, o número de instalações e a
capacidade de armazenamento se mantiveram praticamente estáveis, mas devido ao crescimento do
comércio do gás natural e ao aumento de sua demanda pelo setor energético, foi desencadeado um
rápido desenvolvimento das instalações subterrâneas em cavernas de sal. Embora este tipo de
estocagem represente uma parte modesta da capacidade de armazenamento de gás natural dos
Estados Unidos, a maior parte do aumento da capacidade de gás de trabalho observada, desde
2007, advém das estocagens em cavernas de sal. Embora estas tenham uma participação de
apenas 9,66% do total da capacidade de gás de trabalho, elas conseguem entregar até 25% do total
da taxa de retirada diária dos Estados Unidos.
As cavernas de sal oferecem várias vantagens competitivas quando comparadas aos
campos depletados e aos aquíferos: o gás estocado pode ser entregue mais rapidamente; elas
oferecem altas taxas de injeção e de retirada e o gás de trabalho pode ter vários ciclos ao longo do
ano. Dos 17 novos projetos em construção e em planejamento, entre 2013 e 2015, 12 são novas
instalações em caverna de sal. Atualmente, existem 414 instalações de estocagem subterrânea nos
Estados Unidos, onde 330 são em campos exauridos, 44 em aquíferos e 40 em cavernas de sal.
26
Essas instalações encerravam mais de 254,6 bilhões de m³ de gás total e mais de 129,59 bilhões de
m³ de gás de trabalho ao final de 2012.
Figura 10 – Tipos de ESGN nos EUA e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação. (Fonte:
IEA, 2013 (adaptado)).
Figura 11 – Localização das estocagens subterrâneas. (Fonte: IEA, 2013 (adaptado)).
Segundo Confort (2006), a estocagem norte-americana tem objetivos que podem ser
considerados tradicionais: balancear a oferta e a demanda do mercado americano; estocar para o
aumento da eficiência da indústria como um todo; atender aos picos diários de demanda e utilizar o
inventário armazenado para emergências. Enquanto os objetivos menos convencionais são:
9.66%
10.63%
79.71%
ESGN
Cavernas de sal Aquíferos Campos depletados
10.67%
8.02%
81.31%
Volume de gás de trabalho
Cavernas de sal
Aquíferos
Campos depletados
27
assegurar a liquidez dos mercados e evitar a flutuabilidade de preços (price hedging) e para auferir
vantagens comerciais com a venda de gás estocado em períodos de preços mais elevados.
Os principais agentes (proprietários/operadores) das instalações de estocagens subterrâneas
nos Estados Unidos são: companhias de dutos interestaduais; companhias de dutos intraestaduais;
companhias de distribuição local e fornecedores independentes. Existem aproximadamente 136
agentes que operam as 414 instalações em 48 estados americanos. Quando uma ESGN fornece ao
comércio interestadual, passa a ser escopo da jurisdição da Federal Energy Regulatory Commission
(FERC), do contrário, é regulado pelo próprio estado.
4.4.2 Canadá
No Canadá, a principal utilidade das ESGN é atender ao pico de demanda nas estações
mais frias do ano, cujo ápice se dá no inverno. O país possui uma capacidade armazenada de gás
de trabalho de aproximadamente 19,7 bilhões de m3, o equivalente a 20% de sua demanda anual.
Estes volumes de armazenamento podem ser retirados em prazos muito curtos para ajudar a
satisfazer a demanda ou para ajudar a resolver um déficit de abastecimento.
Segundo os dados divulgados pela International Energy Agency (IEA) – IEA Statistics 2012,
o Canadá possui 50 ESGNs espalhadas pelo seu território. Destas, sete são em cavernas de sal,
enquanto que as outras 43 instalações estão alocadas em campos depletados. Como já foi dito
antes, a capacidade armazenada de gás de trabalho é cerca de 19,7 bilhões de m3, sendo que
destes 0,55 bilhões de m3 estão em cavernas salinas, enquanto que a grande parte, 19,15 bilhões de
m3, está em campos depletados.
No Canadá, as instalações subterrâneas de gás são possuídas e operadas por companhias
privadas, exceto as instalações em Saskatchewan, a qual é operada pela TransGas Limited, uma
subsidiária integral da SaskEnergy, a qual pertence à corporação da Coroa de Saskatchewan (IEA,
2012).
A produção de gás é bastante concentrada no oeste do país e abastece consumidores no
leste de seu território e nos Estados Unidos. Logo, o Canadá além de ser um dos maiores
consumidores deste energético do mundo, também se caracteriza por ser um grande exportador. O
desenvolvimento das estocagens subterrâneas se deu para suprir os grandes picos de demanda no
inverno, para garantir o fornecimento do sistema de transporte e distribuição em caso de falhas
técnicas ou mesmo desastres naturais, além de servir como segurança para o suprimento de suas
exportações. As estocagens subterrâneas também são utilizadas pelos agentes de mercado para
ajudar a gerenciar o preço do gás natural, pois eles compram o gás natural quando o preço está
baixo e o injetam nas instalações, só retirando-o quando o preço volta a subir e fica mais
interessante para vendê-lo.
28
Figura 12 – Tipos de ESGN no Canadá e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação. (Fonte:
IEA, 2012 (adaptado)).
As instalações de armazenamento de gás natural estão localizadas em muitas regiões da
América do Norte. No Canadá, a maioria dos armazenamentos está localizada no oeste do país,
cerca de 12,75 bilhões de m3 de gás natural, com Alberta tendo o maior volume de armazenamento,
enquanto que Colúmbia Britânica e Saskatchewan possuem menor capacidade de armazenamento.
Este armazenamento tem como principalmente finalidade a gestão de produção e o abastecimento
dos dutos.
Já o armazenamento no leste do Canadá possui uma capacidade de armazenamento de
6,95 bilhões de m3 e está localizado principalmente no sudoeste de Ontário, um dos mais
significativos centros da América do Norte, sendo utilizado quase que exclusivamente para atender a
demanda de inverno nas províncias de Ontário e Quebec.
Figura 13 – Gás natural armazenado no Canadá. (Fonte: Canadian Gas Association, 2013).
14.00%
86.00%
ESGN
Cavernas de sal
Campos depletados
2.72%
97.28%
Volume de gás de trabalho
Cavernas de sal
Campos depletados
29
4.4.3 Alemanha
A Alemanha tem 46 estocagens subterrâneas de gás natural com uma capacidade total de
gás de trabalho da ordem de 20,69 bilhões de m3. Todo o gás é estocado em cavernas salinas (24),
em aquíferos (7) e em campos depletados (15) e há potencial para mais expansão devido às
condições geológicas favoráveis. Estas instalações são operadas e de propriedade de várias
empresas privadas (a E.ON Gas Storage é a maior) e são bem distribuídas geograficamente.
Segundo a IEA (Oil Gas Security Emergency Response of IEA Countries – Germany, 2012), além
desta capacidade de armazenamento, as empresas alemãs também têm acesso ao armazenamento
de gás natural em Haidach (Áustria), cuja capacidade de gás de trabalho é 2,6 bilhões de m3.
Alguns projetos de cavernas de sal estão em fase de planejamento ou em construção e,
quando concluídos, o total do volume de gás de trabalho, que será incrementado, estará por volta de
13,9 bilhões de m3. Outra instalação em rochas porosas, para a cidade de Behringen, está sendo
planejada pela Storengy (subsidiária da GDF Suez Energy), cujo volume total estocado será de 2,3
bilhões de m3, com capacidade de gás de trabalho de 1 bilhão de m
3. Não há requisitos obrigatórios
de armazenamento de gás natural na Alemanha, além de nenhuma instalação ser de propriedade do
governo. Os agentes, das instalações de armazenamentos de gás, devem conceder acesso às
outras empresas para suas instalações a um preço justo de mercado.
Figura 14 – Tipos de ESGN na Alemanha e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação.
(Fonte: IEA, 2012 (adaptado)).
Nota-se que, apesar do grande número de cavernas salinas (24) em relação ao número de
campos depletados (15), há uma quantidade bem mais elevada em gás de trabalho armazenado
neste último tipo de instalação. Os campos depletados possuem uma capacidade de armazenamento
bem superior às cavernas salinas, mas em contrapartida apresentam menor potencial de taxa de
entrega.
52.17%
15.22%
32.61%
ESGN
Cavernas de sal
Aquíferos
Campos depletados
41.63%
3.80%
54.56%
Volume de gás de trabalho
Cavernas de sal
Aquíferos
Campos depletados
30
4.4.4 França
Segundo a IEA, a França apresenta uma baixa produção de gás natural e o governo francês
ainda tem tomado medidas como a proibição do uso de fraturamento hidráulico para explorar
recursos não convencionais, como o gás de xisto. Além disso, as autoridades francesas projetam
que a demanda de gás natural manter-se-á estável até 2020 ou sofrerá um pequeno declínio.
A França importa gás natural da Holanda, da Noruega e da Rússia através de várias linhas
de gasodutos, mas também necessita importar, pelos seus portos, GNL de vários países do mundo,
principalmente, da Argélia e do Catar. O setor de energia e a indústria têm demanda de gás
crescente, enquanto a demanda do setor residencial está começando a diminuir por causa de
ganhos de eficiência, de acordo com os dados divulgados pela IEA em 2013. Neste contexto, as
estocagens subterrâneas constituem um elo estratégico na cadeia de gás natural, pois permitem
balancear a oferta e a demanda ao longo do ano devido ao consumo irregular durante as diferentes
estações, além de assegurar o suprimento de energia no país, caso ocorra falha na importação de
gás natural de seus diversos exportadores.
Segundo a Energy Delta, em agosto de 2011, apenas três agentes operavam as estocagens
subterrâneas de gás natural na França: a Storengy (subsidiária da GDF Suez Energy) que possuía e
operava 13 unidades, sendo 10 aquíferos, 2 cavernas de sal e 1 campo depletado; a Total
Infrastructures Gaz France (TIGF) que possuía e operava 2 aquíferos e a Géométhane que operava
apenas uma instalação em caverna de sal.
Como foi dito acima, ao fim de 2011, existiam 16 unidades de armazenamento subterrâneo
de gás natural em operação na França: 12 aquíferos; 3 cavernas de sal e 1 campo depletado de gás.
Estes acumulavam uma capacidade de gás de trabalho da ordem de 12,595 bilhões de m3, sendo
distribuídos da seguinte forma: aquíferos com 11,454 bilhões de m3; cavernas de sal com 1,016
bilhões de m3 e campos depletados com 0,125 bilhões de m
3. A figura seguinte mostra esta
distribuição, por tipo de estocagem das instalações e pelo volume de gás de trabalho estocado.
Figura 15 – Tipos de ESGN na França e o volume de gás de trabalho por tipo de instalação. (Fonte:
IEA, 2012 (adaptado)).
18.75%
75.00%
6.25%
ESGN
Cavernas de sal Aquíferos Campos depletados
8.07%
90.94%
0.99%
Volume de gás de trabalho
Cavernas de sal
Aquíferos
Campos depletados
31
4.4.5 Itália
Como um grande importador de óleo e gás natural, a Itália depende fortemente de
importações para satisfazer suas necessidades energéticas. Assim, quando se trata apenas da
importação de gás natural, esta tem participação acima de 90% do consumo deste energético.
Estudos da IEA (2010) indicam um aumento desta dependência de até 95% em 2030. As
importações de gás natural alçaram valores em torno de 67,96 bilhões de m3 em 2012, enquanto que
a produção de gás natural no mesmo período totalizou cerca de 8,06 bilhões de m3, incluindo a
queima e o reciclo do gás. Entretanto a maior parte das importações vem da Rússia e da Algéria,
contabilizando cerca de dois terços do total importado.
A infraestrutura de armazenamento subterrâneo de gás natural desempenha um papel
importante no mercado de gás italiano. Durante os meses de verão, onde se dá o menor consumo, o
gás é injetado, preenchendo quase toda a capacidade destas instalações, enquanto que no inverno,
quando se dá o pico de demanda, o gás é retirado tanto para atender a demanda industrial, como a
demanda residencial.
Em 2012, existiam 10 unidades de ESGN em operação na Itália, sendo que todas em
campos depletados de gás. Estes acumulavam uma capacidade de gás de trabalho da ordem de
15,15 bilhões de m3. Segundo a Energy Delta em agosto de 2011, apenas dois agentes operavam as
estocagens subterrâneas de gás natural na Itália: a Stoccaggio Gas Italia SpA (STOGIT) com oito
instalações e a Edison SpA com apenas duas.
Com relação à localização e a distribuição das ESGNs nos estados italianos, existe a
concentração na região norte, área mais desenvolvida e industrializada do país, no estado da
Lombardia, no estado da Emilia Romagna e no estado de Veneto. No sul existem dois
armazenamentos no estado de Abruzzi. Além da capacidade de armazenamento existente, há 19
instalações em fase de projeto, totalizando uma capacidade de armazenamento de gás de trabalho
estimada em 12,262 bilhões de m3, sendo que 18 são planejadas em campos de gás depletados e
apenas uma em aquífero. Uma das grandes dificuldades na ampliação da capacidade de
armazenamento na Itália é o processo de autorização destas novas unidades, que inclui rigorosos
requisitos de avaliação de impacto ambiental.
4.4.6 Rússia
Segundo dados divulgados pela British Petroleum – BP Statistical Review of World Energy,
June 2013, com 592,27 bilhões de m3 em 2012, a Rússia foi o segundo maior produtor de gás natural
do mundo, ficando atrás dos Estados Unidos que produziu cerca de 681,39 bilhões de m3 (estes
valores não incluem a queima de gás e o reciclo). Quando se trata de consumo, a Rússia (416,2
bilhões de m3) continua em segundo lugar, ficando, ainda, atrás dos Estados Unidos (722,1 bilhões
de m3). Ela ainda detém as maiores reservas provadas de gás natural do mundo, com 32,9 trilhões
de m3. Em 2012, tendo a Europa como o seu principal mercado, a Rússia exportou 200,7 bilhões de
32
m3 de gás natural, sendo que 14,8 bilhões de m
3 foi de GNL. A Rússia possui a maior malha de
gasodutos do mundo, com cerca de 168.300 km de extensão (Gazprom, 2014).
As ESGNs fazem parte de um sistema integrado de fornecimento de gás, designado por
UGSS (Unified Gas Supply System), cuja operação se dá pela OOO Gazprom-UGS, uma subsidiária
que pertence 100% à OAO Gazprom, e controlada pelas autoridades do governo. As unidades de
armazenamento subterrâneo de gás natural têm uma interação muito grande com a rede de
transmissão de gás, o que ajuda a amortecer a flutuação sazonal no fornecimento de gás, tanto para
o mercado doméstico, como para o mercado de exportação, durante os períodos mais frios do ano
(outono e inverno), quando a demanda do gás é maior em comparação com a primavera e o verão.
Desta forma, estas unidades aumentam a flexibilidade e a taxa de entrega do suprimento de gás,
tanto para o mercado russo como para o mercado externo. A rede de armazenamento de gás é
capaz de suprir até 20% do consumo de gás natural do mercado doméstico durante as estações
quentes e até 30% durante as estações frias (Energy Charter Secretariat, 2010).
As principais estratégias dessas unidades de estocagem na Rússia são: equilíbrio sazonal do
consumo interno; balancear o consumo de pico de gás natural nas épocas frias; segurança no
abastecimento através do Sistema Unificado de Fornecimento de Gás (UGSS); reduzir os picos de
pressão nas linhas de transmissão de gás; segurança das exportações de gás natural através dos
gasodutos principais em caso de interrupções não previstas; equilíbrio sazonal das exportações;
suprimento adicional de gás natural em situações de emergência e para invernos rigorosos e, ainda,
servir como reservas estratégicas. Segundo a Gazprom (2014), existem 26 instalações de
armazenamento subterrâneo de gás natural na Rússia: 17 em campos de gás depletados; 8 em
aquíferos e 1 em caverna de sal. A capacidade de armazenamento de gás de trabalho destas
unidades é, aproximadamente, 68,16 bilhões de m3.
Figura 16 – Tipos de ESGN na Rússia. (Fonte: Gazprom, 2014 (adaptado)).
A Gazprom pretende renovar suas instalações existentes, bem como construir outras
unidades para o armazenamento de gás natural. Até 2016, estas mudanças visam um aumento da
taxa de entrega diária em torno de 819,6 milhões de m3. Para 2020, os planos são mais ousados,
buscando atingir uma taxa de 1 bilhão de m3. Atualmente, duas cavernas de sal estão sendo
3.85%
30.77%
65.38%
ESGN
Cavernas de sal
Aquíferos
Campos depletados
33
construídas, sendo uma em Kaliningradskoe e outra em Volgogradskoe. Um aquífero está sendo
construído em Bednodemyanovskoye. Quando todos estes projetos de construção forem concluídos,
espera-se um aumento de 5,61 bilhões de m3 na capacidade de gás de trabalho e de 107 milhões de
m3 na taxa de entrega diária, sendo perspectivas divulgadas pela página online da Gazprom.
A Gazprom embarcou em um desenvolvimento muito ambicioso no setor de armazenagem
subterrânea de gás natural na Europa, tendo o intuito de se aproximar de seus mercados e de suas
principais rotas. A companhia projeta expandir na Europa a sua capacidade de gás de trabalho de 3
bilhões de m3 em 2011 para 5 bilhões de m
3 em 2015. No início de 2013, já detinha 4,5 bilhões de
m3. O objetivo, no longo prazo, é garantir no mínimo 5% de suas vendas anuais para Europa em sua
propriedade direta de ativos.
O principal objetivo declarado da Gazprom é aumentar a segurança de suas exportações de
gás, tanto através dos corredores de transmissão existentes (Nord Stream) ou através de novos
gasodutos, como o South Stream. Sua expansão de armazenamento na Europa trará benefícios
adicionais e de receitas para a empresa: confiabilidade de suprimentos e notoriedade da empresa;
melhoramento de sua operação do sistema de transporte; menor custo de entrega; entrega mais
eficiente; vendas extras de gás; ter acesso aos centros de mercado e ter maior poder de barganha
no mercado de gás natural. A figura seguinte mostra as localizações das estocagens subterrâneas
de gás natural em território russo, sendo apresentadas as localizações das unidades existentes, as
que estão sendo construídas e projetadas, além das principais linhas de gasodutos dentro da Rússia.
Figura 17 – Localização das ESGNs na Rússia. (Fonte: http://www.gazprom.com/, 2014
(adaptado)).
34
5 A Estocagem Subterrânea de Gás Natural no Brasil
Com 17,4 bilhões de m3 em 2012, o Brasil foi o 32º maior produtor de gás natural do mundo,
representando apenas 0,5% da produção mundial (estes valores não incluem a queima de gás e o
reciclo). Quando se trata de consumo, o Brasil está em 31º (29,2 bilhões de m3), que representa
0,9% do consumo total do mundo. Na América do Sul, o Brasil é o segundo em termos de consumo,
ficando atrás apenas da Argentina (47,3 bilhões de m3 ou 1,4% do consumo total) e, ainda, detém 0,5
trilhões de m3 ou 0,2% do total de reservas provadas de gás natural do mundo, ficando apenas atrás
da Venezuela que possui 5,6 trilhões de m3 (3% das reservas provadas do planeta), segundo dados
divulgados pela British Petroleum – BP Statistical Review of World Energy, June 2013.
Em 2012, o Brasil importou 10,1 bilhões de m3 de gás natural da Bolívia através do gasoduto
Brasil-Bolívia (GASBOL), além de receber uma parcela de 3,2 bilhões de m3 de Gás Natural
Liquefeito (GNL) dos Estados Unidos (0,2), Trinidad & Tobago (0,8), Noruega (0,2), Catar (1,1),
Nigéria (0,5) e de outros países da Europa (0,4) através de seus portos (Pecém (CE) e Baía de
Guanabara (RJ)). Ou seja, o Brasil importou aproximadamente 45,55% do seu consumo total, o que
demonstra a vulnerabilidade e a grande dependência quanto ao fornecimento externo para satisfazer
suas necessidades energéticas.
Segundo estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) junto à Associação Brasileira
das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (ABEGÁS) e aos consumidores industriais de gás
natural, projeta-se que aos cerca de 79,69 milhões de m3/dia do consumo de gás natural em 2012,
sejam adicionados cerca de 59,31 milhões de m3/dia até 2022, dos quais 32% serão utilizados como
consumo não energético em refinarias e unidades de fertilizantes. Desses 139 milhões de m3/dia em
2022, atinge-se em torno de 21 milhões de m3/dia requeridos na produção termelétrica esperada.
A pesquisa ainda considera outro cenário, utilizando o nível máximo de despacho
termelétrico, cujo conteúdo possui relevância para o dimensionamento da infraestrutura futura. Neste
cenário, a demanda total de gás natural em 2022 poderia atingir, aproximadamente, 185 milhões de
m3/dia (máxima diária). Cabe ressaltar que este total não inclui o consumo das atividades de
exploração e produção.
Nota-se que o gás natural tem aumentado significativamente o seu consumo (energético e
não energético), e, principalmente, sua participação na matriz energética brasileira, participando com
11,5% em 2012 e com perspectivas de incrementos a cada ano. Todavia, este crescimento requer o
desenvolvimento da infraestrutura de tratamento, de movimentação e de distribuição, exigindo maior
eficiência e dinâmica do mercado de gás natural, reforçando o papel importante que a estocagem
subterrânea possa vir a desempenhar no cenário brasileiro, reforçando a confiabilidade e a
credibilidade da rede como um todo e aumentando a segurança do suprimento do energético.
Confort (2006) destaca que o incremento na oferta de gás natural e o aumento da sua
participação na matriz energética foram, também, resultados do início das operações do gasoduto
Brasil-Bolívia (GASBOL) em 1999, que pôde somar até 30 milhões de m³ a mais do energético por
dia. Atualmente, com a entrada de novas áreas produtoras de gás natural e de mais um terminal de
regaseificação de GNL, na Bahia, junto com a necessidade de atender ao aumento das demandas
35
(tanto as termelétricas quanto as não termelétricas) resultarão em maiores volumes de gás natural
produzidos, importados, transportados e comercializados.
Torna-se evidente que este cenário, de crescimento da participação do gás natural na matriz
energética brasileira, precisará de fatores externos que o propiciem. Dentre os mais importantes,
podem ser citados: as descobertas de novas jazidas; as políticas voltadas para substituição de
combustíveis e de incentivos ao uso de gás natural; o aumento da geração termelétrica e o
crescimento econômico acompanhado do incremento da infraestrutura brasileira, tanto de
armazenamento subterrâneo como de ampliação da malha de gasodutos.
5.1 Objetivos estratégicos da ESGN no Brasil
As nações, que foram avaliadas no capítulo anterior, tinham em comum o alto nível de
desenvolvimento de seus mercados de gás, que se caracterizam por serem maduros com
posicionamentos bem definidos no mercado internacional, sejam como grandes produtores (Estados
Unidos, Canadá e Rússia), importadores (Estados Unidos, Alemanha, França e Itália), consumidores
(Estados Unidos, Canadá, Rússia, Alemanha, França e Itália) ou exportadores (Rússia e Canadá). A
abordagem tinha como intuito conhecer a dinâmica de mercados maduros de gás natural, cujo
objetivo principal era fazer o aporte das características que mais se assemelhavam e adaptavam ao
mercado incipiente de gás natural do Brasil.
Existem dois pontos importantes que precisam ser, ao menos, elucidados. O primeiro, diz
respeito ao sistema de transporte e de distribuição de gás natural no Brasil em relação aos países
estudados. Apesar das dimensões continentais, não há uma infraestrutura bem desenvolvida para o
comércio do gás, onde existem apenas 10.315 km de malha de gasodutos, concentrando-se no
nordeste e no sudeste do país, além de não dispor da presença de nenhum tipo de ESGN.
Outro ponto importante é a questão da sazonalidade da demanda de gás natural, sendo esta
relacionada às típicas variações climáticas em todos os países analisados. Nestes países, o pico de
demanda de gás natural se dá no inverno, quando o consumo residencial aumenta devido à
necessidade de aquecimento, cujo fornecimento excedente de gás é feito pelas ESGNs. No Brasil,
isto não se aplicaria e nunca justificaria a construção de uma ESGN. Todavia, outro tipo de
sazonalidade se aplicaria, pois segundo Almeida (2010), o Brasil apresenta no segmento de mercado
termelétrico a grande sazonalidade em face da característica complementar desse segmento com o
parque hidrelétrico brasileiro, uma vez que a capacidade de geração hidrelétrica está sujeita ao
regime hidrológico para o abastecimento dos reservatórios das usinas hidrelétricas.
Ao contrário do que acontece no resto do mundo, o Brasil possui alto conteúdo de energias
renováveis tanto em sua matriz energética como em sua matriz de energia elétrica. Logo, a energia
hidráulica desempenha papel fundamental na geração de energia elétrica, sendo a grande
responsável pelo fornecimento elétrico com 70,1% de participação. Todavia, poder-se-ia utilizar os
estoques subterrâneos de gás natural para otimizar a oferta para as termelétricas durante o período
em que o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas é mais crítico (setembro e janeiro), o que
possibilitaria a adição de uma parcela representativa de energia no sistema elétrico brasileiro, dando
36
um ótimo rendimento ao potencial hidráulico instalado e diminuindo os riscos de racionamento
elétrico nas regiões do Brasil. Em regiões mais secas, cuja taxa pluviométrica é baixa, poderia ser
uma saída para amenizar as crises energéticas, como na região nordeste, que precisa importar
energia elétrica da região norte e da região sudeste.
Entretanto, a concepção de uma instalação de armazenamento subterrâneo traria vários
outros ganhos para o mercado brasileiro de gás natural, pois aumentaria a segurança no suprimento,
permitindo menos vulnerabilidade quanto às interrupções de abastecimento a partir das importações.
A ESGN, também, melhoraria a parte operacional do sistema de transporte, pois poderia ser utilizada
para desafogar os gasodutos durante os picos de pressão, retirando o gás das linhas e injetando
nelas e só seriam retirados de lá, quando a pressão voltasse ao patamar normal. A estocagem
também aumentaria a capacidade de entrega de gás no mercado durante os picos de demanda,
além de dar maior eficiência, pois teria mais acesso aos centros de mercado, não só das centrais
termelétricas, mas das refinarias e do mercado residencial. Ela, ainda, proporcionaria maior poder
para negociar os contratos de transporte no mercado de gás natural.
No mercado de gás natural, os contratos de transportes possuem cláusulas do tipo take or
pay. Neste tipo de contrato, o contratante do serviço é obrigado a pagar pelo transporte ou
armazenamento de gás natural mesmo que o serviço contratado não seja executado (Mathias, 2006).
Desta forma, a instalação de armazenamento subterrâneo de gás natural propiciaria condições mais
favoráveis para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil, além de dar mais
flexibilidade nos contratos com cláusulas deste tipo.
A ESGN beneficiaria as operações comerciais, possibilitando arranjos contratatuais
alternativos e dando maior flexibilidade e confiabilidade à oferta de gás natural, pois segundo o
Instituto Nacional de Tecnologia (2003), em um mercado predominantemente hidrelétrico como o
brasileiro, onde usinas termelétricas operam somente na ponta da curva de carga do sistema elétrico
ou durante o período de estiagem, a utilização da infraestrutura de armazenagem pode representar
uma saída da inflexibilidade dos contratos take or pay. Com um sistema de ESGN, o parque de
geração a gás natural poderia adquirir um mix de contratos de transporte com diferentes níveis de
flexibilidades, relacionados com a probabilidade de despacho das usinas. Nesse contexto, a ESGN
poderia suprir as lacunas da oferta de gás quando os contratos não pudessem ser efetivados.
Ao se considerar a recente descoberta de 400 bilhões de m3 de gás natural na Bacia de
Santos, a ESGN junto aos centros consumidores torna-se fundamental para garantir o fornecimento
contínuo às futuras usinas geradoras, otimizar a rede de gasodutos existentes, possibilitar a
modulação da produção, do transporte, do processamento e da demanda (Iyomasa et al., 2005).
5.2 A infraestrutura de transporte de gás natural
Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a malha da rede nacional de gasodutos
conta, em dezembro de 2013, com um total de 10.315 km distribuídos por todas as regiões, existindo
três operadores atuando em toda a rede: a Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. (TSB); a
37
Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. (TBG) e a Petrobras Transporte S.A.
(Transpetro).
A TSB possui operações no estado do Rio Grande do Sul, operando o gasoduto Uruguaiana-
Porto Alegre, onde existem apenas dois trechos em operação: o trecho 1 que vai de Porto Alegre ao
pólo petroquímico de Triunfo e o trecho 3 que vai da divisa oeste com a Argentina até a cidade de
Uruguaiana. Deverá ser construído o trecho 2, que deverá acrescentar mais 565 km de extensão ao
gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, interligando os trechos 1 e 3. A TSB pretende fazer algumas
ampliações e modificações nas atuais instalações (TSB, 2014).
O Gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre possui capacidade de transportar cerca de 15 milhões
de m3 de gás natural por dia, onde os seus 615 km, interligando a fronteira oeste com a grande Porto
Alegre, através da região central do estado, propiciam a distribuição de gás natural para todo o Rio
Grande do Sul (TSB, 2014).
A Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) opera o GASBOL, cuja extensão
é de 3.150 km, sendo 557 km na Bolívia e 2.593 km no Brasil. O GASBOL está dividido em três
trechos: trecho norte, que liga a cidade de Rio Grande (Bolívia) à cidade de Paulínia-SP (Brasil);
trecho Paulínia-Guararema, que liga estas duas cidades no estado de São Paulo e trecho sul, que
liga a cidade de Campinas-SP à cidade de Porto Alegre-RS. A capacidade total de fornecimento do
GASBOL é de 30,08 milhões de m3 de gás natural por dia. O gasoduto começa na localidade
boliviana de Rio Grande e se estende por 557 km até Porto Suarez, na fronteira com o Brasil. No
Brasil, o Gasbol atravessa cinco estados brasileiros, num total de 136 municípios, trabalhando a uma
pressão máxima de 100 kgf/cm² entre Corumbá e Curitiba. Essa pressão cai para 75 kgf/cm² nos
trechos que ligam Curitiba a Porto Alegre e Campinas a Guararema-SP (TBG, 2014).
O restante da malha brasileira integrada (parte da malha Sudeste, o GASENE3 e a malha do
Nordeste) é operado pela Transpetro, sendo responsável pela operação e manutenção de uma rede
de mais de 7.100 km de gasodutos (7.107 km aproximadamente), além do pólo de processamento de
gás de Cabiúnas, o maior do Brasil. Esta rede se estende desde a região Sul, passando pela região
Sudeste até a região Nordeste, fazendo a integração destas regiões. A Transpetro ainda controla a
operação do transporte de gás natural de Urucu à Manaus, na região Norte, sendo que esta não está
integrada às outras linhas (Transpetro, 2014).
Segundo a Transpetro (2014), 75% de todo o gás natural consumido no Brasil escoam por
esta malha, que compreende 66 linhas (entre gasodutos e ramais), 20 estações de compressão, 28
pontos de recebimento (entre os quais dois terminais de GNL), 133 pontos de entrega e atravessa
306 municípios. Atualmente, a capacidade de transporte é de 19.700 milhões de m³/dia, com
crescimento previsto a partir da entrada de novas estações de compressão até 2020.
A malha de transporte administrada pela Transpetro engloba seis malhas: Malha Norte com
extensão de 801,1 km e possui 12 pontos de entrega e duas estações de compressão; Malha
Nordeste Setentrional, cuja extensão é de 1.420,2 km e tem 31 pontos de entrega; Malha Nordeste
Meridional, cuja extensão possui 1.483 km, com 26 pontos de entrega e uma estação de
compressão; Malha Espírito Santo, que possui 1.351,9 km de extensão e 14 pontos de entrega e três
3 Trecho de gasoduto que une as malhas do Sudeste e do Nordeste do Brasil.
38
estações de compressão; Malha Rio de Janeiro e Minas Gerais, totalizando 1.356,5 km de extensão,
com 24 pontos de entrega e duas estações de compressão e a Malha São Paulo, que totaliza 910 km
de extensão, com 13 pontos de entrega e duas estações de compressão.
A próxima figura é bastante interessante, pois resume tudo o que foi dito anteriormente, além
de falar dos planos futuros de expansão da malha de gasodutos. Ela apresenta todas as linhas de
gasodutos que estão em operação e deixa explícito o trecho GASENE que interligou a região
Sudeste e a região Nordeste, obra que foi responsável pela integração de três das cinco regiões do
Brasil: Sul, Sudeste e Nordeste. A figura também mostra as linhas de gasodutos que estão em fase
de pesquisa e planejamento e podem vir a se tornar uma realidade, além de apresentar os trechos
que já estão em fase de implantação e as áreas de reservas de gás natural do Brasil.
Figura 18 – Gasodutos de transporte. (Fonte: ABEGÁS, 2014).
5.3 Prospecção de estruturas geológicas com potencial para ESGN
O propósito deste item é apresentar um estudo sobre estocagem subterrânea de gás natural
realizado pelo Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) em parceria com o Programa de Tecnologia
em Fronteiras Exploratórias (PROFEX) da Petrobras e com o recurso financeiro da Financiadora de
Estudos e Projetos (FINEP). Este foi um estudo geológico e de pré-viabilidade econômica com o
objetivo de identificar áreas potenciais para estocagem do gás natural em sedimentos da Bacia do
Paraná, no estado de São Paulo (Iyomasa et al., 2005).
39
Outro ponto interessante, que será tratado neste item, será uma introdução à área de
interesse deste estudo: o Recôncavo Baiano. Será uma abordagem mais rica em detalhes, cujo
objetivo é mostrar o início e o desenvolvimento das atividades de exploração e de produção,
retratando o atual estágio de evolução das atividades petrolíferas nesta região.
5.3.1 Bacia do Paraná
A Bacia do Paraná é uma ampla região sedimentar do continente sul-americano que inclui
porções territoriais do Brasil meridional, Paraguai oriental, nordeste da Argentina e norte do Uruguai,
totalizando uma área que se aproxima de 1,5 milhão de quilômetros quadrados (Milani et al., 2007).
O estudo, desenvolvido em parceria pelo IPT, PROFEX e FINEP, se concentrou em terrenos
sedimentares da Bacia do Paraná, na área de influência do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) no
estado de São Paulo, e teve como área alvo o bloco Bauru. É nesta área que o estudo tinha como
intenção a identificação de estruturas porosas capazes de armazenar gás natural (aquíferos).
A prospecção destas estruturas é similar à prospecção de reservatórios petrolíferos,
inclusive usa-se até sísmica de reflexão, mas o que muda é a ênfase do estudo, pois na prospecção
dos aquíferos o foco é dado na capacidade de retenção do fluido, ou seja, procuram-se reservatórios
cujas rochas selantes apresentem baixíssimas permeabilidades, desconsiderando os fatores
relacionados com a migração e a geração de hidrocarbonetos.
Segundo Iyomasa et al. (2005), foi possível estabelecer uma metodologia tecnológica
adequada na identificação, inicialmente, de dez alvos potenciais para ESGN. O prosseguimento do
estudo com uso das técnicas geofísicas, levantamento de campo e análise de perfis de poços
(petróleo, água e carvão), excetuando-se as informações do sistema Petrobras, permitiu eleger três
alvos prioritários localizados a menos de 100 km de distância do GASBOL e entre 500 e 2.000 m de
profundidade.
Neste estudo, tentou-se estimar a capacidade de armazenamento de um desses três alvos
prioritário. Logo, este alvo prioritário escolhido possuía as seguintes características principais:
volume de rocha-reservatório trapeda – 170 milhões de m3; saturação em água de 25%; fator
volumétrico de 10.000; porosidade de 8%; capacidade em armazenar 1,6 bilhões de m3, sendo que
500 milhões de m3 correspondem ao volume de gás de trabalho (working gas). Vale salientar que
nem a verdadeira condição geométrica da estrutura nem os valores de porosidade, dentre outros
dados físico-químicos, são verdadeiramente conhecidos. O volume de gás de trabalho estimado (500
milhões de m3) é um bom volume quando se leva em conta a oferta diária do GASBOL (30,8 milhões
de m3/dia), pois este alvo poderia garantir o abastecimento ininterrupto por até 16 dias.
5.3.1.1 Enquadramento geológico
A Bacia do Paraná é uma bacia sedimentar que está localizada no continente sul-americano,
cuja extensão inclui porções territoriais do Brasil meridional, Paraguai oriental, nordeste da Argentina
e norte do Uruguai, totalizando uma área que se aproxima de 1,5 milhão de km2. A bacia possui uma
40
forma ovalada com eixo maior N-S, sendo que seu contorno atual está definido por limites erosivos
relacionados em grande parte à história da geotectônica meso-cenozóica do continente, conforme a
descrição de Milani et al. (2007).
Segundo Milani et al. (2007), o registro estratigráfico da Bacia do Paraná compreende um
pacote sedimentar-magmático com uma espessura total máxima em torno dos 7 mil metros,
coincidindo, geograficamente, com o depocentro estrutural da sinéclise com a região da calha do rio
Paraná. A seguir, são apresentados o mapa da localização geográfica da bacia e a seção geológica.
Figura 19 – Mapa de localização da Bacia do Paraná. (Fonte: Milani, 1997).
Figura 20 – Seção geológica da Bacia do Paraná. Sentido da esquerda para direita: NW-SE. (Fonte:
Milani e Zalán, 1998 (Modificado de Raffaelli et al., 1996)).
41
5.3.2 Bacia do Recôncavo
O início da indústria petrolífera no Brasil tem sua origem no estado da Bahia, mais
precisamente na Bacia do Recôncavo. O ano era 1939, quando se descobriu a primeira acumulação
de petróleo em Lobato, mesmo que esta se provasse economicamente inviável, representou o
estopim para que se aumentassem a exploração e o desenvolvimento de pesquisas na área. Só em
1942, com a descoberta do campo de Candeias, é que veio a primeira acumulação que atingiria
níveis comerciais. Outras grandes descobertas foram realizadas nos anos posteriores como os
campos Água Grande (1947), Dom João Mar (1954), Taquipe (1959), Buracica (1959), Miranga
(1965) e Araçás (1965). Segundo Milani et al. (2003), durante mais de 60 anos, depois da primeira
descoberta, foram perfurados mais de mil poços na região, entre tantos outros poços de
desenvolvimento, fato que fez dessa bacia a maior produtora brasileira até a descoberta das
reservas da Bacia de Campos no fim da década de 1970.
Figura 21 – Localização dos Poços Pioneiros na Bacia do Recôncavo. (Fonte: ANP, 2006).
Desde o início das suas operações em 1954, um ano após a sua criação, a Petrobras atua
intensamente na Bacia do Recôncavo, tendo efetuado diversas campanhas sísmicas terrestres e
marinhas. Esses levantamentos indicaram que se trata de uma bacia tipo rifte, ou seja, esta bacia
passou por períodos de distensão, o que acarretou o surgimento de diversas falhas normais,
surgindo inclusive dobras nas camadas sedimentares, o que favoreceu a ocorrência de armadilhas
capazes de formarem acumulações de hidrocarbonetos, porém tais reservatórios não são de grandes
dimensões. A Bacia do Recôncavo possui quatro grandes reservatórios que se encontram nas
formações Sergi, Água Grande, Marfim e Pojuca, e a principal área de formação de hidrocarbonetos
são as rochas geradoras (folhelhos) da formação Candeias e Membro Tauá.
Em 2012, o estado da Bahia foi o quarto maior produtor de gás e de óleo do Brasil, tendo
uma produção de 3,22 bilhões de m3 e de 2,7 milhões de m
3, respectivamente. Além da Bacia do
42
Recôncavo, existe outra bacia sedimentar produtora na Bahia, que é a Bacia de Tucano, cuja
produção é bastante inferior à outra.
Figura 22 – Poços exploratórios perfurados por ano. (Fonte: ANP, 2013).
Na figura anterior, observa-se que houve um decréscimo na perfuração de poços pioneiros
ao longo da década de 1990, no mesmo período que também houve um declínio de produção de
óleo. Pode-se relacionar, então, o declínio da produção da Bacia do Recôncavo com a diminuição
das atividades exploratórias em termos de poços pioneiros, mas difícil é relacionar o quê ocasionou o
quê: se foi o declínio da produção que provocou o desinteresse nas atividades exploratórias ou foi a
diminuição nas atividades exploratórias que provocou o declínio da produção. A próxima figura
apresenta a evolução da produção de óleo e de gás de 1997 até 2012.
Figura 23 – Evolução da produção de petróleo e gás. (Fonte: ANP, 2013).
Nota-se que a produção de óleo esteve em declínio acentuado durante o fim dos anos 90,
mas a partir de 2004, quando houve um leve aumento na produção em relação a 2003, a produção
teve um declínio menos acentuado até 2009. Isto se deu devido à utilização de técnicas secundárias
43
de recuperação de campos maduros, que conseguiu diminuir a taxa de declínio desta produção.
Quando as duas figuras anteriores são comparadas, nota-se que a partir de 2008/2009 houve uma
retomada na exploração de poços pioneiros e a descoberta de novos reservatórios, contudo a
produção de óleo deu um crescimento nos anos seguintes, enquanto que a produção de gás, que
estava em declínio acelerado, teve uma melhora no decaimento da curva de produção, logo,
melhorou-se a taxa de declínio. Durante o mesmo período, a produção de gás cresceu ligeiramente
até 2004, quando entrou em declínio até 2012.
Como consequência, a Bacia do Recôncavo encontra-se já bastante depletada, isto é, cujos
reservatórios maduros operam com pressão bem abaixo da pressão original e em constante declínio
de produção como se pode observar na figura anterior. Além disto, existem diversos outros campos,
totalmente inativos, com acumulações marginais que foram devolvidos à ANP e que esta quer
fomentar as pequenas e médias empresas, produtores independentes de petróleo, a investir na
produção de hidrocarbonetos em bacias terrestres depletadas, cujas infraestruturas de tratamento e
de transporte já estão instaladas. Entretanto, pretende-se mostrar o potencial destes campos
depletados para serem transformados em estocagens subterrâneas de gás natural, de modo que
garanta o fornecimento contínuo de gás natural às usinas termelétricas, melhore o rendimento da
rede de gasodutos, possibilite a modulação da produção, do processamento, da demanda, etc.
5.3.2.1 Enquadramento geológico
A Bacia do Recôncavo faz parte de um sistema de rifts neocomianos que se formou durante
o processo inicial da separação dos continentes africano e sul-americano, ao final do Cretáceo
Inferior. Ela é constituída por um meio-gráben, com mergulho para Sudeste, e acha-se seccionada
por feições transversais que a divide em três compartimentos: Sul, Central e Nordeste (Pereira, 95).
Figura 24 – Mapa de localização da Bacia do Recôncavo. (Fonte: Milani e Davison,1988).
44
Segundo Silva et al. (2007), a Bacia do Recôncavo localiza-se no estado da Bahia, Nordeste
do Brasil, ocupando uma área de aproximadamente 11.500 km2. Seus limites são representados pelo
Alto de Aporá, a norte e noroeste; pelo sistema de falhas da Barra, a sul; pela Falha de Maragogipe,
a oeste e pelo sistema de falhas de Salvador, a leste.
Figura 25 – Seção geológica da Bacia do Recôncavo. (Fonte: ANP, 2013 (Retirado de Cupertino e
Bueno, 2005)).
5.4 A ESGN e a questão da flexibilidade na indústria do GN no Brasil
No início deste capítulo, mostrou-se a tendência de crescimento da produção e do consumo
de gás natural, explicitando a ampliação deste mercado no Brasil, o que trouxe inclusive a integração
da malha de gasodutos, bem como o planejamento de expansão e ramificação desta rede. Este
cenário de desenvolvimento do mercado de gás natural aumenta os desafios e as oportunidades
para o equilíbrio entre a oferta e a demanda.
Logo, devem-se entender as origens das variações de demanda de gás natural de modo que
se consiga criar mecanismos flexíveis na oferta de gás natural para que se atinja o equilíbrio entre a
demanda e a oferta. Essa flexibilidade de oferta de gás natural se reflete na criação de uma
infraestrutura que permita ajustar estas flutuações de mercado, seja por intermédio de uma ESGN,
ou por unidades de regaseificação de GNL ou até por ramificação da rede de transporte.
Nos países de clima temperado, a demanda de gás natural se caracteriza por apresentar
uma sazonalidade bem definida ao longo das estações frias do ano, concentrada nos setores
residencial e comercial, com uma grande previsibilidade quanto ao comportamento dessas
oscilações. É justamente esta capacidade de previsão que vai definir se um investimento tal como
uma ESGN é viável economicamente ou não, pois os agentes de mercado agem de acordo com as
flutuações de preço de gás natural, comprando quando o preço está baixo (meses quentes) e
vendendo quando o preço está alto (meses frios), sendo o fundamento de sua estratégia de
mercado. Ou seja, a remuneração das ESGNs acontece exatamente pelo sinal econômico do preço
do gás natural, assim, uma ESGN compra gás natural nos períodos de baixa demanda para estocar
gás e o vende no período de alta demanda, embolsando a diferença de preços.
45
Como foi visto anteriormente, no Brasil, o consumo dos setores residencial e comercial não
apresentam oscilações de demanda ao longo do ano, além de apresentar um consumo muito
pequeno. Logo, a sazonalidade do mercado de gás natural brasileiro diz respeito ao setor
termelétrico que demanda grande volume, sendo acionado de modo complementar ao setor
hidrelétrico, pela indústria da energia elétrica brasileira, quando o nível dos reservatórios de água
está baixo. Como as variáveis que regem este cenário são menos previsíveis, o planejamento da
operação da indústria de energia elétrica gira em torno de incertezas que vem sendo resolvidas de
forma aleatória, sem levar em conta a complexidade da indústria do gás natural.
Segundo Almeida (2008), para que estes mecanismos de flexibilidade sejam viáveis
economicamente, faz-se necessário buscar ao máximo as condições de previsibilidade das
oscilações, ou seja, as sazonalidades do comportamento da demanda no mercado de gás natural e,
particularmente, para o caso brasileiro, as sazonalidades do comportamento da demanda no
mercado de energia elétrica, bem como do comportamento da disponibilidade de geração
hidrelétrica. Sendo que esta sustentabilidade econômica só será possível se forem criadas: as
condições mínimas para permitir alguma previsibilidade do comportamento da demanda e o sinal de
preço correto.
Logo, o governo brasileiro deve buscar uma visão integrada entre a indústria do gás natural e
da energia elétrica de modo que haja a convergência entre elas, onde se busca criar as melhores
condições de previsibilidade dos acionamentos das termelétricas e suas respectivas demandas por
gás natural e se houver, em conjunto, o sinal de preço de gás natural adequado, estarão geradas as
condições de sustentabilidade e competitividade na implantação destes mecanismos de flexibilidade,
tais como a ESGN.
Nota-se que há uma disparidade enorme entre o nível de desenvolvimento da indústria de
gás natural no Brasil e o nível da indústria de países como Estados Unidos, Canadá, Alemanha,
França, Itália, Rússia, entre outros mercados maduros. O Brasil encontra-se nos primórdios da
evolução da indústria do gás natural e ainda há várias etapas e caminhos necessários para serem
galgados até que se atinja a maturidade desses outros mercados, mas deve-se ter cuidado no
caminho escolhido, pois cada país estudado percorreu um caminho específico dentro da realidade
em que estava inserido, seja como o caso da Rússia que se preocupou e se preocupa com o
escoamento de sua produção para exportação, seja como a França que criou a infraestrutura
necessária para se precaver de interrupções de fornecimento de gás natural. O Brasil deve captar as
melhores práticas que existem nos mercados maduros, mas com foco em suas necessidades.
5.5 A regulação da indústria de GN e da ESGN no Brasil
A Lei Nº 11.909, de 4 de março de 2009, conhecida como “Lei do Gás”, trata especificamente
sobre as atividades de transporte, tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação
e de comercialização de gás natural. A estocagem de gás natural é abordada, inicialmente, no artigo
37 do capítulo IV, seção VIII, quando está descriminado que esta será “exercida por empresa ou
consórcio de empresas, desde que constituídos sob as leis brasileiras, com sede e administração no
46
País, por conta e risco do empreendedor, mediante concessão, precedida de licitação, ou
autorização”. Enquanto o artigo 38 trata de forma mais explícita referindo-se ao “exercício da
atividade de estocagem de gás natural em reservatórios de hidrocarbonetos devolvidos à União e em
outras formações geológicas não produtoras de hidrocarbonetos será objeto de concessão de uso,
precedida de licitação na modalidade de concorrência, nos termos do § 1o do art. 22 da Lei no
8.666,
de 21 de junho de 1993, devendo a exploração se dar por conta e risco do concessionário”.
A lei trouxe bastantes novidades quanto ao setor de estocagem subterrânea de gás natural,
pois ela deixa explícito que a atividade pode ser desenvolvida em reservatórios de hidrocarbonetos
devolvidos à União, tais como os reservatórios depletados na Bacia do Recôncavo, como também
em outras formações geológicas não produtoras, tais como os aquíferos da Bacia do Paraná. A
definição destas formações geológicas será da responsabilidade do Ministério de Minas e Energia
ou, mediante delegação, à ANP e estas áreas serão disponibilizadas em regime de concessão,
precedida de licitação, na modalidade de concorrência. A ANP também participará ativamente
regulando e fiscalizando todo o desenvolvimento da atividade, inclusive tendo acesso às instalações.
Segundo o artigo 39, a empresa que tiver interesse nas áreas selecionadas, com potencial
para estocagem de gás natural, poderá requerer junto à ANP os dados geológicos relativos às áreas,
mas deverá pagar para ter acesso a eles. Caso a empresa necessite realizar atividades
exploratórias, não exclusivas, para confirmação da adequação destas áreas para a ESGN,
dependerá de autorização da ANP, como está definido no § 1o. Se houver autorização por parte da
ANP, os dados obtidos nas atividades exploratórias deverão ser repassados sem custos à ANP,
como descrito no § 2o. O artigo 40 já faz alusão à estocagem de gás natural em instalação diferente
das previstas no artigo 38 e afirma que caso isto ocorra, implicará que seja autorizada pela ANP, nos
termos da legislação pertinente.
Outro ponto interessante é que a Lei, em nenhum momento, quantifica o período de
concessão de exclusividade que os agentes terão direito ao uso das ESGNs, apenas afirma que este
período será fixado pelo Ministério de Minas e Energia, ouvida a ANP, quando a contratação de
capacidade de estocagem tenha viabilizado ou contribuído para viabilizar a implementação de
instalação de estocagem. Além disso, a ANP será a grande responsável pelo processo de promover
a licitação para concessão da atividade, elaborando o edital e o contrato de concessão.
47
6 Potencial dos campos depletados do Recôncavo Baiano para a ESGN
O propósito deste capítulo é estudar o potencial dos campos depletados da Bacia do
Recôncavo, na região do Recôncavo Baiano, para serem transformados em ESGN. O objetivo é
mostrar os aspectos geológicos e técnicos destes reservatórios e criar as bases teóricas para que se
consiga avaliá-los. O interesse é analisar preliminarmente se as características e propriedades
permitem que se conduzam estudos mais avançados sobre a armazenagem de gás natural nestas
estruturas. Como critérios utilizados, definiram-se como pré-requisitos para as estruturas: porosidade
a partir de 8% e permeabilidade acima de 10 mD. Entretanto, Almeida (2008) enumera alguns
aspectos relevantes que podem determinar se um reservatório é um bom candidato para armazenar
gás natural. Logo, os seguintes critérios, também, devem ser satisfeitos:
Volume de reservatório suficiente para permitir o armazenamento da quantidade de
gás, sem exceder a pressão de confinamento e sem requerer compressões não
econômicas para níveis de pressão muito altos;
Condição de selagem satisfatória pela competência das rochas capeadoras
(superiores e inferiores);
Permeabilidade suficiente para permitir injeção e produção em níveis de vazões
exigidos durante os períodos de oferta e picos de demanda;
Sensibilidade limitada para reduções de permeabilidade (injetividade/produtividade)
relacionadas à presença de água, à presença de hidrocarbonetos, às flutuações de
tensões das rochas-reservatório durante os ciclos de pressão, etc.;
Ausência de gás sulfídrico (natural ou gerado por ação bacteriana);
Possibilidade de perfurar e completar poços adicionais sem causar severo dano às
formações (devido às condições de pressão extremamente baixas que podem ser
encontradas nesses reservatórios).
Aspectos da infraestrutura regional, do Recôncavo Baiano, serão discutidos, mas de forma
geral sem tratar especificamente da infraestrutura instalada em cada campo depletado, apenas para
mostrar a relevância que este assunto possui e evidenciar que ele pode ser determinante para o
desenvolvimento de tal empreendimento.
A Bacia do Recôncavo será pormenorizada, neste capítulo, para o melhor entendimento da
geologia regional que está por trás destes campos depletados. Pretende-se abordar o arcabouço
estrutural, a evolução tecno-sedimentar, os sistemas petrolíferos da bacia e os plays exploratórios
que dão a base para a compreensão das estruturas de acumulação de hidrocarbonetos, que serão
tratadas especificamente para cada campo que será estudado.
O estudo dos campos depletados será realizado tendo como base documentos, informações
e dados sobre áreas inativas com acumulações marginais que foram devolvidas à ANP. Estes
arquivos foram disponibilizados pela ANP para que a iniciativa privada possa manifestar sua intenção
em adquirir tais áreas inativas. Foram disponibilizados, também, os perfis compostos do poço
descobrir de cada campo, caso sejam necessários perfis de outros poços, deve-se requerer à ANP,
48
mas deverá pagar para ter acesso a eles, de acordo com o artigo 39 da Lei Nº 11.909, de 4 de março
de 2009. Este estudo só analisará o perfil do poço pioneiro.
Desta forma, todo estudo dos campos depletados terá como referência o relatório de
setembro de 2011 da ANP – Área contendo pequenas acumulações – Bacia do Recôncavo, assim,
todas as citações farão referência a tal documento. Uma análise destes documentos será realizada
de modo a extrair as principais informações para o estudo, sendo condensadas e explicadas de
forma mais clara e objetiva, embora os pareceres técnicos e geológicos sejam transcritos e citados,
por causa dos vários termos técnicos utilizados.
6.1 A Bacia do Recôncavo
A Bacia do Recôncavo é formada por um meio-gráben, de idade neocomiana, cuja extensão
se dá na direção nordeste-sudoeste devido ao processo de rifteamento, que se deu na direção
perpendicular noroeste-sudeste, que atuaram no supercontinente Gondwana durante o Mesozóico. A
sequência pré-rifte e a sequência rifte definem o seu sistema de sedimentação. A primeira sequência
deu origem às formações Aliança, Sergi, Itaparica e ao Membro Tauá da Formação Candeias, sendo
caracterizada por uma sedimentação subaérea que foi progressivamente afogada, culminando em
uma sedimentação lacustre. Enquanto que a sequência rifte, que iniciou na Formação Candeias, com
depósitos de folhelhos e de calcários intercalados associados com depósitos turbidíticos, que evoluiu
para uma sedimentação deltaica, originando as formações Marfim e Pojuca, que constituem o Grupo
Ilhas. Por fim, a bacia sedimentar é preenchida por um material fluvial que originou a Formação São
Sebastião.
6.1.1 Estratigrafia e Arcabouço Estrutural
A Bacia do Recôncavo está dividida em duas mega-sequências estratigráficas, que
englobam os sedimentos que compõem a sua coluna estratigráfica: a sequência do Continente e a
sequência do Lago. A primeira se refere aos sedimentos depositados durante a sequência pré-rifte,
enquanto que a segunda se refere aos sedimentos depositados na sequência rifte.
O meio-gráben, que dá forma ao arcabouço estrutural da bacia, se caracteriza por suas
camadas mergulharem na direção sudeste, em direção aos grandes depocentros, que se situam
próximos à borda oriental. Santos et al. (1990) relata que esforços distensivos, devido à fase de rifte,
ocasionaram falhas normais de altos ângulos de mergulhos, em torno de 70% e com direção
preferencial de N30ºE. Ele, ainda, relata que há o predomínio de falhas sintéticas que levaram a
divisão da bacia em áreas que foram mais estáveis, que definiram os patamares e a divisão em
áreas que sofreram maiores taxas de subsidência, que definiram os baixos regionais. Há, ainda,
outro sistema de falhas muito importante que se dá na direção N40ºW. As duas falhas principais
deste sistema são a Mata-Catu e a Itanagra-Araçás, interpretadas como falhas de transferência, que
dividem a bacia em três compartimentos: Nordeste; Central e Sul (figura 27).
49
Figura 26 – Arcabouço estrutural da Bacia do Recôncavo. (Fonte: Santos e Braga, 1990).
50
Figura 27 - Seções geológicas da Bacia do Recôncavo. (Fonte: Santos e Braga, 1990).
6.1.2 Evolução tecno-sedimentar
A Bacia do Recôncavo tem sua origem no processo de estiramento crustal que resultou no
fracionamento do supercontinente Gondwana, dando origem aos continentes sul-americano e
africano. Durante o Andar Dom João, numa fase anterior à ruptura (no pré-rifte), houve um período
prolongado de altas taxas de subsidência, que deu condições para o desenvolvimento de uma bacia
do tipo intracratônica, onde se depositaram as rochas sedimentares mais antigas desta bacia, os
sedimentos continentais (red-beds) do Grupo Brotas, das formações Aliança e Sergi, depositados por
sistemas fluviais e mostrando sinais de retrabalho eólico. Essas formações sobrepõem-se aos
sedimentos do Membro Afligidos, do período Permiano, que estão ligados aos ambientes marinho
restrito e lacustre, de acordo com os trabalhos de Santos e Braga (1990).
Um sistema lacustre, intercalado com periódicas e modestas progradações fluviais, se
instalou no início do Andar Rio da Serra e deu origem à Formação Itaparica. Ao fim da deposição
desta, um extenso sistema fluvial, com retrabalho eólico associado, se sobrepôs aos sedimentos e
originou a Formação Água Grande. Segundo Santos e Braga (1990), com o aumento da taxa de
subsidência e uma brusca mudança climática, novamente implantou-se na área um sistema lacustre,
desta vez raso e anóxico (sem oxigênio), que recobriu os arenitos fluviais anteriormente depositados
e deu origem aos folhelhos cinza escuro do Membro Tauá da Formação Candeias. Com o fim da
deposição do Membro Tauá, iniciaram-se o rompimento da crosta, que foi submetida a esforços na
direção N30º-40ºW, e o começo do intenso surgimento das falhas normais de alto ângulo, que
originou as fossas tectônicas, onde se implantaram os lagos profundos, cuja sedimentação argilosa
51
intercalada com carbonatos originou o Membro Gomo da Formação Candeias. No compartimento
nordeste da Bacia do Recôncavo, a sedimentação do Membro Gomo se deu de forma relativamente
estável, cujas camadas sedimentares são paralelas às linhas do tempo, configurando marcos
rastreáveis, por quase todo o compartimento, através de perfis elétricos e radioativos.
Devido à ampliação das áreas mais profundas da bacia, depositaram-se os folhelhos da
Formação Maracangalha e os arenitos lacustres do Membro Pitanga. Segundo Caixeta et al. (2007),
durante o início do Andar Rio da Serra, a atenuação da atividade tectônica e o incremento no aporte
sedimentar resultaram na redução dos gradientes deposicionais, com o progressivo assoreamento
dos depocentros. Neste processo, paleobatimetrias relativamente elevadas mantiveram-se ao tempo
de deposição da Formação Maracangalha, acomodando um grande volume de depósitos
relacionados a fluxos gravitacionais (membros Caruaçu e Pitanga).
Nesta época, iniciou-se o processo de argilocinese4, que estava intimamente relacionado
com a sobrecarga exercida pela intensa sedimentação clástica grosseira nestas depressões, o que
resultou no desenvolvimento de falhas lístricas. Caixeta et al. (2007) considera que a estruturação e
distribuição de reservatórios da própria Formação Maracangalha, bem como das formações Marfim e
Pojuca, mais jovens, se relacionam intimamente ao desenvolvimento destas falhas lístricas.
No final do Andar Rio da Serra, a atividade tectônica já estava bastante atenuada e, com
isso, a subsidência menos acentuada. Por sobre a sedimentação lacustre começou a progradar um
sistema deltaico, depositando os sedimentos das Formações Marfim e Pojuca, caracterizada por uma
ciclicidade que permitiu o desenvolvimento de marcos litológicos e elétrico-radioativos rastreáveis por
toda a bacia (Santos, 1990). Sobrepondo-se à Formação Pojuca, na região sudoeste da bacia,
impõe-se o canyon de Taquipe, cuja sedimentação é dada por folhelhos, margas, calcários e arenitos
turbidíticos. A formação dos arenitos da Formação São Sebastião, de origem fluvial, tem início no
Andar Buracica e se estende até o final do Andar Jiquiá. A partir do Aptiano, mais precisamente no
Andar Alagoas, o registro sedimentar começa a diminuir na Bacia do Recôncavo, indicando a
interrupção do rifteamento. Apenas a Formação Marizal e as formações Sabiá e Barreiras completam
a carta estratigráfica.
6.1.3 Sistemas petrolíferos
De acordo com Santos e Braga (1990), as rochas geradoras da Bacia do Recôncavo são os
folhelhos da Formação Candeias, especialmente, os do Membro Tauá e do Membro Gomo. As
análises de carbono orgânico total (COT) indicam um teor médio de 1%, enquanto que o potencial
gerador residual gira em torno de 5 kg de hidrocarboneto por tonelada, mas pode chegar a possuir
valores próximos de 10 kg de hidrocarboneto por tonelada. Acredita-se que estes valores são baixos
devido à alta convertibilidade da matéria orgânica em hidrocarbonetos. Estudos indicam que a
geração de hidrocarbonetos se deu durante o Andar Jiquiá.
Na Formação Pojuca, existem folhelhos que apresentam grande potencial gerador de
hidrocarbonetos, mas ainda não atingiram as condições necessárias de pressão e temperatura para
4 Tectônica gravitacional acentuada.
52
a produção de óleo e de gás natural, encontrando-se imaturos, exceto localmente nos depocentros
da bacia. Na Bacia do Recôncavo, existem três grandes sistemas de acumulação de
hidrocarbonetos, que dão origem a 15 diferentes plays: sistema Pré-rifte; Rifte-Candeias; e Rifte-
Ilhas. Segundo Santos e Braga (1990), o modelamento da bacia, em grábens e horstes, fez com que
os reservatórios do primeiro sistema, quando ficassem situados nos blocos altos, ficassem em
contato lateral com os folhelhos geradores, ocorrendo, então, a migração direta (figura 28A). No
sistema Rifte-Candeias, os reservatórios estão circundados pelos folhelhos do Membro Gomo
ocorrendo, também, migração direta das rochas geradoras para os reservatórios (figura 28B). Já no
sistema Rifte-Ilhas, as falhas e as discordâncias conduzem os hidrocarbonetos das rochas geradoras
para os reservatórios (figura 28C).
Figura 28 – Sistemas de acumulação de hidrocarbonetos. (A) Pré-rifte; (B) Rifte-Candeias; e (C)
Rifte-Ilhas. (Fonte: Santos e Braga, 1990).
53
O sistema Pré-rifte engloba os reservatórios das formações Sergi e Água Grande, os quais
estão contidos em trapas estruturais (horstes e blocos falhados, basculados ou não), carregados
lateralmente a partir de folhelhos geradores, que estão localizados nos baixos de falhas normais. Ele
possui cerca de 60% do volume de óleo provado da Bacia do Recôncavo, sendo o mais importante.
O sistema Rifte-Candeias contém os reservatórios das formações Candeias e Marfim, cujas
condições de trapeamento são estratigráficas e os reservatórios situam-se em uma porção restrita da
bacia, a leste da charneira do Membro Gomo, sendo responsável por aproximadamente 10% do
volume de óleo provado da bacia.
O Rifte-Ilhas é o segundo em termos de importância da Bacia do Recôncavo e se caracteriza
pela presença de estruturas dômicas, as quais são originadas por falhas de crescimento e por
compactação diferencial. Estes são turbiditos da Formação Taquipe e arenitos flúvio-deltaicos das
formações Pojuca e Marfim, cuja migração se deu verticalmente ao longo de falhas regionais. Seus
reservatórios armazenam quase 30% do óleo provado da Bacia do Recôncavo. A figura 29 apresenta
a carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo, mostrando os três sistemas discutidos.
Figura 29 – Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo. (a) Pré-rifte; (b) Rifte-Candeias; e (c) Rifte-
Ilhas. (Fonte: Santos e Braga, 1990 (adaptado de Netto, Oliveira, 1985)).
54
6.2 Reservatórios depletados no Recôncavo Baiano
Como foi dito na introdução deste capítulo, o estudo dos campos depletados será realizado
tendo como base documentos, informações e dados sobre áreas inativas, com acumulações
marginais, que foram devolvidas à ANP. Estes arquivos foram disponibilizados pela ANP para que a
iniciativa privada possa manifestar sua intenção em adquirir tais áreas inativas.
É importante frisar, que todo este estudo dos campos depletados terá como referência o
relatório de setembro de 2011 da ANP – Área contendo pequenas acumulações – Bacia do
Recôncavo, assim, todas as citações farão referência a tal documento. Uma análise destes
documentos será realizada de modo a extrair as principais informações para o estudo, sendo
condensadas e explicadas de forma mais clara e objetiva, embora os pareceres técnicos e
geológicos sejam transcritos e citados, por causa dos vários termos técnicos utilizados.
Os seguintes campos serão discutidos e analisados: Dias D’Ávila; Fazenda Gameleira;
Lagoa Verde; Vale do Quiricó; Miranga Leste; Fazenda Azevedo Oeste; Beija-Flor e Caracatu.
6.2.1 Dias D’Ávila
O campo localiza-se no município de Dias D’Ávila, muito próximo ao Pólo Petroquímico de
Camaçari e a 40 km de Salvador, a capital do estado da Bahia. Ele está situado em uma área de
1,63 km2 e de prioridade extremamente alta para a conservação da biodiversidade.
Segundo a ANP (2011), o campo de Dias D’Ávila foi descoberto em 01/02/1967 através do
poço pioneiro 1-DA-1-BA, sendo avaliado apenas no ano seguinte em 1968, o qual teve um pequeno
volume de óleo e de gás recuperado nesta avaliação. Apenas na década de 1980, mais
precisamente, nos anos de 1980 e 1982, ocorreram novas reavaliações, mas as vazões de
hidrocarbonetos ainda foram consideradas subcomerciais e, mais uma vez, as atividades no campo
foram postergadas. Apenas em julho de 1987, iniciou-se a produção comercial neste poço,
perdurando até dezembro de 2004, quando o campo foi abandonado. A partir de então, o intervalo
produtor original nunca teve a produção recuperada nos níveis anteriores, sempre passando a
recuperar, no pistoneio5, fluido de amortecimento com pouco gás.
De acordo com a Petrobras, em seu Boletim Anual de Reservas de 2006, o volume in
place6 do campo de Dias D’Ávila é de aproximadamente 931,91 milhões de m
3 de gás e de 1,08
milhões de barris de condensado. No entanto, este valor é questionado pela ANP, já que estudo de
balanço de materiais, de acordo com a produção acumulada e as pressões medidas, indica um
volume bem menor. Um cálculo simplificado de acordo com os mapas de topo, seção geológica,
espessura porosa verdadeira e parâmetros de reservatório também indica um volume menor do que
o acima mencionado.
5 Método de recuperação de hidrocarbonetos.
6 Volume de fluido existente no reservatório na época de seu descobrimento.
55
6.2.1.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
O campo de Dias D’Ávila está situado no compartimento sul da Bacia do Recôncavo.
Segundo a ANP (2011), a acumulação de gás do campo de Dias D’Ávila foi descoberta numa feição
dômica, situada regionalmente no flanco sudeste do Baixo de Dias D’Ávila, mapeada ao nível do
embasamento, com reflexo na Formação Pojuca. A região é uma das partes mais profundas da
Bacia do Recôncavo, em um bloco basculado para leste-sudeste na direção da falha de Mata-Catu.
A zona produtora da Formação Pojuca consiste de arenitos quartzosos, muito finos, argilosos
e cimentados por calcita, com boa porosidade, posicionados logo acima do Marco 157, numa
profundidade média de 2.870 m. Estes arenitos siliciclásticos foram depositados em ambiente
deltaico, durante o Cretáceo, estando distribuídos ao longo da bacia e, em termos de produção de
hidrocarbonetos, constituem um dos mais importantes reservatórios da bacia.
Figura 30 – Perfil composto do poço 1-DA-1-BA, intervalo 2.680 a 2.975 metros, englobando a zona
de acumulação de hidrocarbonetos. (Fonte: ANP, 2011).
A estrutura da acumulação de gás, no nível do Marco 15 da Formação Pojuca, é interpretada
como uma feição dômica, alongada na direção SW-NE. Não há contato gás-água definido no campo
de Dias D’Ávila, mas para efeito de mapeamento, é definido um contato mínimo na base dos corpos
arenosos, conforme expresso no relatório da ANP (2011).
A análise petrofísica da rocha foi executada e algumas propriedades de rochas médias foram
inferidas para o reservatório: porosidade, 15%; permeabilidade, 10 mD; saturação água, 17%; e
espessura porosa verdadeira, 22 metros. Quanto ao fluido produzido, o gás apresentava uma
7 Marco litológico e elétrico-radioativo rastreável na Bacia do Recôncavo.
56
densidade de 0,672, com um poder calorífico de 9.400 Kcal/m3 e fator volume de formação de gás de
0,0042. A pressão estática inicial do reservatório foi estimada em 308,6 kgf/cm2.
6.2.1.2 Histórico de produção
O campo de Dias D’Ávila foi descoberto em 01/02/1967, mas só teve produção efetiva
através do poço 1-DA-1-BA, durante o período de julho de 1987 a dezembro de 2004. A produção se
caracterizou por ter se dado de modo intermitente, cujo acumulado foi de 1,1 mil barris de
condensado e 19,83 milhões de m3 de gás não associado, sendo este o principal fluido do campo.
Figura 31 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
A figura acima apresenta a produção média diária do poço 1-DA-1-BA ao longo da vida
produtiva do campo de Dias D’Ávila. O cálculo foi feito considerando apenas as horas em que o poço
estava efetivamente produzindo, sem levar em consideração o período em que ele estava parado,
mesmo que as paradas de produção tenham sido com o propósito de realimentação da pressão do
reservatório.
Segundo relatório técnico da ANP (2011), numa tentativa de recuperar os níveis de
produção, em julho de 2004, foi realizado um teste de formação a poço revestido, no intervalo de
2.905 a 2.937 metros, constituído de um fluxo de 1 hora e de uma estática de 8 horas. O teste
resultou em um sopro forte e imediato de ar, passando a ser fortíssimo com 1 minuto, sendo
constante até o final. Depois do teste, foram pistoneados os intervalos de 2.821,5 a 2.823 metros e
de 2.905 a 2.937 metros, porém o intervalo produtor original não teve a produção recuperada nos
níveis anteriores, passando sempre a recuperar fluido de amortecimento com pouco gás.
57
6.2.1.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Dias D’Ávila para ser transformado em uma ESGN foi avaliado a
partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na
introdução deste capítulo. Logo, a permeabilidade é suficiente para permitir a injeção e a produção
em níveis de vazões exigidos durante os períodos de oferta e picos de demanda, além do
reservatório apresentar boa porosidade e boa espessura porosa. Também, não há relatos da
presença de outros fluidos dentro do reservatório que poderiam interferir no fluxo de gás, interferindo
na permeabilidade do reservatório. As condições de selagem da estrutura também são satisfatórias
pelo fato do reservatório ter conseguido armazenar gás ao longo do período geológico.
Desta forma, pode-se afirmar que o campo apresenta grande potencial para abrigar uma
ESGN, mas precisa de melhor avaliação em relação à quantidade de gás natural remanescente no
reservatório. Este gás presente pode ser utilizado como gás de base, diminuindo os custos de
instalação da unidade.
Quando se considera o valor médio diário comercializado pela rede de gasodutos da Bahia
de 3,74 milhões de m3, este reservatório pode suprir a necessidade de todo o estado da Bahia por
até 5,3 dias. Este cálculo levou em conta o volume de gás que foi produzido nesta acumulação e o
valor médio diário de gás comercializado na Bahia.
6.2.2 Fazenda Gameleira
O campo de Fazenda Gameleira situa-se no município de Mata de São João, a leste do
conhecido campo de Miranga, e a 85 km da cidade de Salvador. Ele se localiza em área de 3,75 km2
e de prioridade extremamente alta para a conservação da biodiversidade. Este campo foi descoberto
através do poço pioneiro 1-FGA-1-BA em 1993 e, além deste poço descobridor, a área, ainda,
contém o poço 6-BRSA-286D-BA e o poço seco 1-PS-1-BA.
De acordo com o Boletim Anual de Reservas de 2006 da Petrobras, o volume in place do
campo de Fazenda Gameleira é de aproximadamente 197,24 milhões de m3 de gás, sendo que
62,39 milhões de m3 está no arenito Cambuqui, a cerca de 700 m de profundidade, e 134,85 milhões
de m3 está no arenito Imbé, a cerca de 600 m de profundidade. As zonas produtoras de gás não
associado estão localizadas na Formação Pojuca, nestes mesmos arenitos, Cambuqui e Imbé.
6.2.2.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
A acumulação de gás, descoberta pelo poço 1-FGA-1-BA em arenitos da Formação Pojuca,
encontra-se em uma homoclinal com mergulho para leste, limitada a oeste pelo diápiro de Pedra do
Salgado. Os arenitos Imbé e Cambuqui exibem uma ampla distribuição ao longo da bacia, com
espessura variando de zero até 50 metros. Em termos da produção de hidrocarbonetos, estes
arenitos são importantes reservatórios na bacia. O contato gás-água encontra-se a uma cota de -680
m no arenito Cambuqui, enquanto que no arenito Imbé, a uma cota de -580 m.
58
Figura 32 – Trecho do perfil composto do poço 1-FGA-1-BA, intervalo de 585 a 730 metros,
englobando as zonas de acumulação de hidrocarbonetos. (Fonte: ANP, 2011).
O poço 6-BRSA-286D-BA teve o objetivo de desenvolver as jazidas de gás descobertas pelo
poço 1-FGA-1-BA nos Arenitos Imbé e Cambuqui e investigar a presença de hidrocarbonetos em
horizontes mais profundos da Formação Marfim. Sua trajetória direcional visava tangenciar o flanco
do diápiro de Pedra do Salgado. Um aspecto interessante é que este poço realmente confirmou a
presença de gás no arenito Imbé, mas numa acumulação isolada da produtora, pois a pressão
medida nesta acumulação estava coerente com a pressão média para tal profundidade, ao invés de
se registrar a pressão de uma zona depletada. O poço seco 1-PS-1-BA procurava hidrocarbonetos
em zonas mais profundas, sendo esta uma missão mal sucedida (ANP, 2011).
A análise petrofísica do arenito Imbé foi executada e algumas propriedades de rochas
médias foram inferidas para este reservatório: porosidade, 15,7%; saturação água, 37,4%; e
espessura porosa verdadeira, 14 m. Já a análise petrofísica do arenito Cambuqui apresentou os
seguintes valores para as propriedades deste reservatório: porosidade, 14,8%; saturação água,
50,5%; e espessura porosa verdadeira, 6 m.
No poço 1-FGA-1-BA, foram realizados alguns testes de formação a poço revestido, em
diferentes intervalos de profundidade, que determinaram alguns valores de permeabilidade para
algumas destas zonas. Quando o teste foi realizado no intervalo de 707 a 715 metros, referente à
zona Cambuqui, a pressão estática inicial extrapolada foi de 76,4 kgf/cm2, medida a 718,3 m de
profundidade, cuja interpretação levou a uma permeabilidade de 5,4 mD. Quando ele foi realizado no
intervalo de 656 a 664 metros, na zona Imbé, a pressão estática inicial extrapolada foi de 75,2
kgf/cm2, medida a 667,6 m de profundidade, cuja interpretação levou a uma permeabilidade de 10,3
mD e quando o teste foi realizado no intervalo de 642 a 646 metros, ainda na zona Imbé, a pressão
59
estática inicial extrapolada foi de 75,4 kgf/cm2, medida a 648,5 m, cuja permeabilidade interpretada
foi de 2,2 mD. Na época do descobrimento destes reservatórios, os dois arenitos apresentavam uma
pressão estática original em torno de 76 kgf/cm2, sendo que atualmente a pressão é de 16,7 kgf/cm
2.
Com relação ao fluido produzido nestes dois arenitos, o gás apresentava um fator volume de
formação de 0,03024.
6.2.2.2 Histórico de produção
A produção de gás natural da Fazenda Gameleira se deu através de dois poços, o 1-FGA-1-
BA e o 6-BRSA-286D-BA. As atividades de produção iniciaram-se com a produção através do poço
1-FGA-1-BA, em outubro de 1999, cujas zonas produtivas eram os arenitos Cambuqui e Imbé,
possuindo a vazão inicial de 67.000 m3/dia de gás natural.
Até agosto de 2003, a vazão média foi de 51.800 m3/dia e, entre setembro de 2003 e
setembro de 2004, a vazão média foi de 8.700 m3/dia de gás natural. A produção acumulada neste
poço, entre outubro de 1999 e dezembro de 2004, foi de 79,343 milhões de m3 de gás natural. Já a
produção através do poço 6-BRSA-286D-BA foi extremamente pequena, apenas 0,962 milhões de
m3 de gás, e se deu a partir do arenito Imbé, entre setembro a novembro de 2004. A figura abaixo
apresenta a produção média diária do poço 1-FGA-1-BA, ao longo da vida produtiva do campo. O
cálculo foi feito considerando apenas as horas em que o poço esteve efetivamente produzindo.
Figura 33 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
Os dois poços foram fechados e o campo foi abandonado devido à elevada produção de
água, que provocou redução substancial na produção de gás. Cálculos de balanço de materiais
foram feitos para medir o volume in situ8 de gás natural, chegando ao valor de 105 milhões de m
3
para o poço 1-FGA-1-BA. A produção acumulada do campo foi de 80,304 milhões de m3 de gás
natural.
8 Volume de fluido existente no reservatório em uma determinada data.
60
6.2.2.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
Como as zonas de produção do campo de Fazendo Gameleira estão presentes em dois
arenitos distintos, o Imbé e o Cambuqui, realizou-se uma análise individual da potencialidade de
cada arenito para receber uma instalação de ESGN. Os critérios da análise são os mesmos que
foram apresentados na introdução deste capítulo.
A primeira análise foi feita nos arenitos Imbé, onde se concluiu que a permeabilidade é
suficiente para permitir a injeção e a retirada de gás nos níveis de vazões exigidos durante os
períodos de oferta e de picos de demanda, além do reservatório apresentar boa porosidade e boa
espessura porosa. O contato gás-água encontra-se a uma cota de -580 m no arenito Imbé e não há
relatos da presença de outros fluidos dentro deste reservatório que poderiam interferir no fluxo de
gás e alterar os valores da permeabilidade. As condições de selagem da estrutura também são
satisfatórias pelo fato do reservatório ter conseguido armazenar gás ao longo do período geológico.
Pode-se afirmar que os arenitos Imbé apresentam grande potencial para abrigar uma ESGN,
mas precisa de melhor avaliação em relação à quantidade de gás natural remanescente no
reservatório. Este gás presente pode ser utilizado como gás de base, diminuindo os custos de
instalação da unidade. Quando se considera o valor médio diário comercializado pela rede de
gasodutos da Bahia de 3,74 milhões de m3, este reservatório pode suprir a necessidade de todo o
estado da Bahia por até 14,4 dias. Este cálculo levou em conta o volume de gás que foi produzido
nesta acumulação e o valor médio diário de gás comercializado na Bahia.
Os arenitos Cambuqui, apesar de possuírem boa porosidade, apresentam baixa
permeabilidade, o que dificultaria a operação de injeção e retirada de gás de uma unidade de ESGN,
não permitindo atender aos picos de demanda. Outro ponto negativo é a elevada saturação de água
do reservatório que pode aumentar o atrito para o fluxo de gás, interferindo na permeabilidade e
dificultando a operação da estrutura. A espessura porosa é pequena e as dimensões do reservatório
também, o que restringem o volume armazenado da ESGN. Desta forma, nesta primeira avaliação,
estes arenitos possuem pouco potencial para ser uma ESGN.
6.2.3 Lago Verde
O campo de Lagoa Verde localiza-se no município de Itaganara, a leste do campo de
Miranga, a cerca de 90 km da cidade de Salvador, a capital do estado da Bahia. Este campo, que
está inserido numa área de 2,29 km2, foi descoberto em 1974, através do poço 1-LV-1-BA, mas a
produção só se deu 10 anos mais tarde em 1984, se estendendo até 2007. Além deste poço, outros
três foram perfurados, os poços 3-LV-2-BA, 3-LV-3-BA e 7-LV-4-BA, mas apenas este último chegou
a produzir, enquanto os demais foram considerados secos e abandonados após a perfuração. Todas
as zonas de interesse do campo de Lagoa Verde estão contidas na Formação Marfim, em uma
profundidade média de 1400 metros. O volume in place estimado é 169,93 milhões de m3 de gás
natural, de acordo com os dados divulgados pela Petrobras (2008).
61
6.2.3.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
A acumulação de gás, descoberta pelo poço 1-LV-1-BA em arenitos da Formação Marfim,
encontra-se em uma estrutura dômica. O poço também tinha o objetivo de testar arenitos da
Formação Pojuca, mas os reservatórios desta formação não estão desenvolvidos. Os outros poços
tiveram a finalidade de testar a extensão da jazida descoberta pelo poço 1-LV-1-BA, mas não
obtiveram sucesso, já que os arenitos da Formação Marfim se mostraram ausentes nestes poços.
Figura 34 – Trecho do perfil composto do poço 1-LV-1-BA, intervalo 1.330 a 1.520 metros,
englobando zonas de acumulação da Formação Marfim. (Fonte: ANP, 2011).
A análise petrofísica destes arenitos foi executada, a partir de perfis do poço 1-LV-1-BA, em
vários intervalos de profundidade e algumas propriedades de rochas médias foram inferidas para
este reservatório. Todas estas zonas de interesse continham gás natural em seu interior.
Intervalo (m) Porosidade (%) Saturação de água (%) Espessura (m)
1363 - 1375 19 31 8,7
1408 - 1414 19 31 4,6
1440 - 1443 20 33 3,4
1626 - 1630 18 42 2,0
1695 - 1707 15 52 1,2
1984,5 – 1996,5 13 47 4,0
2102 - 2113 10 37 Fechado
Tabela 3 – Propriedades petrofísicas. (Fonte: ANP, 2011).
62
Segundo o relatório da ANP (2011), foram realizados três testes de formação a poço aberto e
dois a poço revestido, na ocasião da perfuração do poço 1-LV-1-BA. O primeiro teste de formação a
poço aberto foi realizado no intervalo de 1.362 a 1.372 metros, com pressão estática inicial e final de
143 kgf/cm2, medida a 1.359 m de profundidade, cuja interpretação levou a uma permeabilidade de
9,2 mD para esta zona. Já o segundo teste de formação a poço aberto foi falho, devido a problemas
técnicos nos obturadores. O terceiro teste a poço aberto foi realizado no intervalo entre 2.113 a 2.123
metros, mas este foi considerado extremamente fechado, sem desenvolvimento de pressão estática.
O primeiro teste de formação a poço revestido foi realizado no intervalo de 1.440 a 1.448
metros, com depleção de 0,74 kgf/cm2 e pressão estática final de 145,67 kgf/cm
2, cuja interpretação
levou a uma permeabilidade de 33 mD. Já o segundo teste foi realizado no intervalo 1.408 a 1.414
metros, com pressão estática final de 143,67 kgf/cm2, pouco superior à pressão estática inicial de
143,3 kgf/cm2. A permeabilidade interpretada, para esta zona, foi de 38 mD.
Quanto ao fluido produzido, as amostras de condensado do poço 1-LV-1-BA, do intervalo de
1.408 a 1.414 metros, indicaram densidades entre 0,7309 e 0,7438, enquanto no intervalo de 1.440,7
a 1.448 metros, indicaram densidades entre 0,7062 e 0,7197.
6.2.3.2 Histórico de produção
O campo de Lagoa Verde começou a produzir em fevereiro de 1984, através do poço 1-LV-1-
BA. Em setembro de 1985, entrou em produção o poço 7-LV-4-BA e produziram juntos até novembro
de 1986. Entre novembro de 1995 e junho de 2007, apenas o poço 7-LV-4-BA produziu. A produção
acumulada do campo foi de 59,78 milhões de m3 de gás natural, entre 1984 e 2007 (ANP, 2011).
Figura 35 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
A figura anterior apresenta a produção média diária para os dois poços ao longo da vida
produtiva do campo de Lagoa Verde. O cálculo foi feito considerando apenas as horas em que os
poços estavam efetivamente produzindo, sem levar em consideração o período em que eles estavam
63
parados, mesmo que as paradas tenham sido com o propósito de realimentação da pressão do
reservatório.
6.3.3.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O campo de Lagoa Verde foi analisado para ser transformado em uma ESGN a partir de
suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na introdução
deste capítulo. Desta forma, a permeabilidade do reservatório é suficiente para permitir a operação
de injeção e de produção de uma unidade de ESGN em níveis de vazões exigidos durante os
períodos de oferta e de picos de demanda, além das outras propriedades petrofísicas serem bem
satisfatórias para um empreendimento deste gênero, pois os arenitos da Formação Marfim
apresentam tanto uma boa porosidade quanto uma boa espessura porosa.
Não há relatos da presença de outros fluidos dentro do reservatório que poderia interferir no
fluxo de gás, interferindo desta forma na permeabilidade do reservatório. As condições de selagem
da estrutura também são satisfatórias pelo fato do reservatório ter conseguido armazenar gás ao
longo do período geológico.
Desta forma, pode-se afirmar que o campo apresenta grande potencial para abrigar uma
ESGN, mas precisa de melhor avaliação em relação à quantidade de gás natural remanescente no
reservatório. Este gás presente pode ser utilizado como gás de base, diminuindo os custos de
instalação da unidade.
Quando se considera o valor médio diário comercializado pela rede de gasodutos da Bahia
de 3,74 milhões de m3, este reservatório pode suprir a necessidade de todo o estado da Bahia por
até 16 dias. Este cálculo levou em conta o volume de gás que foi produzido nesta acumulação e o
valor médio diário de gás comercializado na Bahia.
6.2.4 Vale do Quiricó
O campo localiza-se no município de Mata de São João, a leste do campo de Miranga e a 90
km da cidade de Salvador. A área do campo de Vale do Quiricó situa-se em área de 2,94 km2 e de
prioridade extremamente alta para a conservação da biodiversidade. A descoberta deste campo se
deu em 1990 através do poço 1-VQ-1-BA. Mais tarde, em uma tentativa de explorar a jazida
descoberta por este poço, outro poço foi perfurado (5-VQ-02-BA), mas não resultou em grandes
avanços, pois este ficou seco e, posteriormente, foi abandonado.
O campo de Vale do Quiricó produziu tanto gás não associado quanto óleo, sendo que a
zona produtora de gás não associado encontra-se, na Formação Marfim, a uma profundidade média
de 1.625 m, enquanto a zona produtora de óleo, na mesma formação, encontra-se a uma
profundidade de 1.780 m. O volume in place, informado pela Petrobras em seu Boletim Anual de
Reservas de 2006, é de 51,49 milhões de m3 de gás natural e 629 mil barris de óleo.
64
6.2.4.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
O poço 1-VQ-1-BA tinha por finalidade testar os arenitos, das formações Pojuca e Marfim,
presentes em trapas associadas ao flanco do Diápiro de Pedra do Salgado, sendo que acabou
resultando em produtor de gás natural e de óleo dos arenitos do Membro Catu da Formação Marfim,
porém os reservatórios da Formação Pojuca foram omitidos pela ascensão do diápiro.
Os arenitos do Membro Catu são quartzosos, finos, argilosos, cimentados por calcita, de boa
porosidade, pertencentes à seção basal da Formação Marfim, lenticulares, de pequena extensão
lateral e associados a um forte mergulho provocado pelo Diápiro de Pedra do Salgado.
As propriedades petrofísicas foram calculadas a partir da interpretação dos perfis, sendo
obtidos os seguintes valores das propriedades para o reservatório de gás: porosidade, 19%;
saturação de água, 15%; e espessura porosa verdadeira, 20 m. Já para o reservatório de óleo, os
valores das propriedades foram: porosidade, 16%; saturação de água, 30%; e espessura porosa
verdadeira, 15 m. Ambos os reservatórios apresentavam a mesma pressão estática original de cerca
de 180 kgf/cm2, enquanto que a pressão no abandono para o reservatório de óleo era de 43,7
kgf/cm2, para o reservatório de gás era de 119 kgf/cm
2.
Como foi dito anteriormente, a zona produtora de gás não associado encontra-se, na
Formação Marfim, a uma profundidade média de 1.625 m, enquanto a zona produtora de óleo
encontra-se, também na mesma formação, a uma profundidade de 1.780 m. As próximas figuras
apresentam os trechos, do perfil composto do poço 1-QV-1-BA, que englobam as zonas de
acumulação de gás natural e de óleo na Formação Marfim.
Figura 36 – Trecho do perfil do poço 1-QV-1-BA, intervalo 1.580 a 1.725 metros, englobando a zona
de acumulação de gás da Formação Marfim. (Fonte: ANP, 2011).
65
Figura 37 – Trecho do perfil do poço 1-QV-1-BA, intervalo 1.705 a 1.850 metros, englobando a zona
de acumulação de óleo da Formação Marfim. (Fonte: ANP, 2011).
Foram realizados, no poço pioneiro, cinco testes de formação a poço aberto, sendo que o
segundo deles, que foi executado numa zona de acumulação de gás natural na Formação Marfim
(intervalo entre 1.629 e 1.638 metros), determinou uma pressão estática extrapolada inicial de 175,05
kgf/cm2
e a final de 173,38 kgf/cm2, medidas a 1.621,5 m de profundidade. A interpretação deste
teste indicou uma boa permeabilidade de 184 mD.
Foram realizados, ainda, no poço pioneiro quatro testes de formação a poço revestido, sendo
que o quarto teste, que foi executado numa zona de acumulação de óleo na Formação Marfim
(intervalo entre 1.770 e 1.772 metros), determinou uma pressão estática inicial de 176,5 kgf/cm2
e a
final de 173,8 kgf/cm2, medidas a 1.621,5 m de profundidade, cuja interpretação indicou a
permeabilidade de 12 mD. O primeiro teste de formação a poço revestido, também realizado numa
zona de acumulação de óleo na Formação Marfim (intervalo 1.693 a 1.695 metros), determinou uma
pressão estática extrapolada inicial de 168,9 kgf/cm2
e a final de 112 kgf/cm2. A interpretação, deste
teste, indicou a permeabilidade de 9,9 mD.
Quanto às propriedades dos fluidos produzidos, o gás apresentava uma densidade média de
0,648 e poder calorífico de 10.120 kcal/m3, enquanto o óleo apresentava 39° API. A Análise PVT
realizada no óleo produzido, do intervalo entre 1.770 e 1.790 metros, indicou uma razão gás/óleo de
139 m3/m
3, um fator volume de formação de 1,263 m
3/m
3, uma razão de solubilidade de 75,6 m
3/m
3,
uma pressão de saturação de 121,1 kgf/cm2 e uma viscosidade de 0,89 cP à pressão de saturação.
66
6.2.4.2 Histórico de produção
Segundo a ANP (2011), a produção de óleo através do poço 1-VQ-1-BA, iniciou-se em
janeiro de 1991, tendo uma vazão média de 27 m3/dia que correspondia a 170 barris de óleo por dia.
Em dezembro de 1997, após uma produção acumulada de 11.404 m3 de óleo (71.700 barris), o poço
foi recompletado para produção de gás não associado, cuja produção acumulada foi de 3,43 milhões
de m3 até junho de 1998, quando foi fechado. Já para o campo, a produção acumulada foi de 6,1
milhões de m3 de gás e 72.300 barris de óleo. As figuras seguintes apresentam a produção média
diária do poço 1-VQ-1-BA ao longo da vida produtiva do campo de Vale do Quiricó. O cálculo foi
efetuado considerando apenas as horas em que o poço estava efetivamente produzindo.
Figura 38 – Histórico de produção de óleo e água. (Fonte: ANP, 2011).
Figura 39 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
6.2.4.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Vale do Quiricó foi analisado para ser transformado em uma ESGN
a partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na
67
introdução deste capítulo. A acumulação de gás possui grande potencial para ser uma ESGN, cuja
permeabilidade é suficiente para permitir a sua operacionalidade em níveis de vazões exigidos
durante os períodos de oferta e de picos de demanda, além de apresentar propriedades petrofísicas
bem satisfatórias para este tipo de empreendimento, pois os arenitos da Formação Marfim possuem
boa porosidade e boa espessura porosa. Porém, é aconselhável que se faça um estudo mais
detalhado quanto ao volume de gás remanescente, pois este reservatório pode voltar a ser produtivo.
Na acumulação de óleo, há uma grande quantidade de volume remanescente que pode
prejudicar a operacionalidade da instalação de ESGN, o que poderia reduzir a capacidade de fluidez
do gás natural. Este óleo é reflexo da pequena produção acumulada deste reservatório, onde houve
apenas 11,5% de depleção. Entretanto, pela elevada quantidade de óleo ainda armazenado, talvez
seja mais interessante aplicar métodos secundários de produção, numa tentativa de recuperar mais
óleo deste reservatório. Vale ressaltar que as propriedades petrofísicas deste reservatório não são
tão boas quanto às do reservatório de gás. Tendo estas considerações em mente, uma ESGN neste
reservatório não seria a melhor opção do ponto de vista técnico e econômico.
6.2.5 Miranga Leste
O campo de Miranga Leste localiza-se no município de Itanagara e está a 90 km da cidade
de Salvador. O campo de Miranga Leste situa-se em área de 0,90 km2 e de prioridade extremamente
alta para a conservação da biodiversidade. Este campo foi descoberto, em 1970, através do poço 4-
MGL-1-BA, sendo perfurado, posteriormente, o poço 3-MGL-2-BA.
Este campo, que se situa no Baixo de Miranga, possui três zonas de interesse, sendo que
todas estão na Formação Pojuca e possuem o óleo como seu fluido principal: o arenito Azevedo; o
arenito Cambuqui e o arenito Santiago. O arenito Azevedo (reservatório 1) está localizado numa
profundidade de 1.340 m e foi descoberto pelo poço 4-MGL-1-BA, enquanto que o arenito Cambuqui
(reservatório 2), que está a cerca de 1.490 m, e o arenito Santiago (reservatório 3), que está a cerca
de 1.750 m, foram descobertos pelo poço 3-MGL-2-BA. O volume in place é de aproximadamente
478 mil barris de óleo, sendo distribuídos: 201 mil barris de óleo no arenito Azevedo; 208 mil barris
de óleo no Arenito Cambuqui e 69 mil barris de óleo no Arenito Santiago.
6.2.5.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
Segundo a ANP (2011), a estrutura do campo corresponde a um homoclinal com mergulho
de 18° na direção nordeste associado ao flanco do Diápiro de Apraius. Os reservatórios pertencem à
Formação Pojuca, sendo que a seção produtora corresponde a arenitos finos a muito finos, deltaicos
e posicionados estratigraficamente entre os marcos 6 e 14 daquela formação, ocorrendo três jazidas
neste intervalo, com pressões estáticas levemente acima do normal.
Os sedimentos são de origem deltaica e o caráter da sedimentação é cíclico, sendo esta
marcada pela presença de marcos elétricos (6 e 14) que são paralelos com as linhas de tempo,
representando períodos de nível máximo do lago. Os arenitos são depositados em época de nível de
68
lago baixo, originados de lobos deltaicos e extravasamento (crevasse). A próxima figura apresenta o
perfil composto do poço 4-MGL-1-BA que atingiu os arenitos Azevedo da Formação Pojuca, sendo
esta a zona de acumulação. O perfil do poço 3-MGL-2-BA não foi disponibilizado pela ANP, sendo
assim, não serão mostradas as outras zonas de acumulação nos arenitos Cambuqui e Santiago.
Figura 40 – Trecho do perfil do poço 4-MGL-1-BA, intervalo 1.275 a 1.420 metros, englobando a
zona de acumulação de óleo da Formação Pojuca. (Fonte: ANP, 2011).
A interpretação de perfis levou aos seguintes valores para as propriedades físicas dos
reservatórios, todos eles com óleo: para o arenito Azevedo (intervalo 1.336 a 1.343 metros), 26% de
porosidade e 5 metros de espessura porosa; para o arenito Cambuqui (intervalo 1.489 a 1.493
metros), 17,5% de porosidade e 4,5 metros de espessura porosa; e para o arenito Santiago (intervalo
1.747 a 1.754 metros), 19% de porosidade e 3 metros de espessura porosa.
No poço 4-MGL-1-BA, foram realizados dois testes de formação a poço aberto e um a poço
revestido. O primeiro teste de formação a poço aberto (1.221,20 a 1.240,70 metros) recuperou 0,06
m3 de lama, enquanto que o segundo, que foi realizado no intervalo referente aos arenitos Azevedo
(1.338,92 a 1.349,50 metros), recuperou 33 barris de óleo em 90 minutos, com pressões estáticas
(inicial e final) de 141,86 kgf/cm2, cuja permeabilidade interpretada foi de 15 mD. O teste de formação
a poço revestido foi realizado no intervalo entre 1.336 e 1.343 metros, também nos arenitos Azevedo,
e conseguiu recuperar 10,5 barris de óleo em 2 horas. A pressão estática inicial foi de 143,15 kgf/cm2
e a final de 142,57 kgf/cm2, sendo medidas a 1.325,69 m de profundidade.
No poço 3-MGL-2-BA, foram realizados três testes de formação a poço revestido. O primeiro
deles foi realizado nos arenitos Santiago (intervalo de 1.751,50 a 1.753,50 metros) e recuperou 1.053
m de óleo e 162 m de água salgada na coluna de produção, além de 0,3 m3 na superfície, em 30
minutos. A pressão estática inicial foi de 198,27 kgf/cm2 e a final de 194,68 kgf/cm
2, cuja
permeabilidade interpretada foi de 259 mD. O segundo teste de formação a poço revestido foi
69
realizado, também, em um intervalo referente aos arenitos Santiago (1.747 a 1.748 metros) e
recuperou 184 barris de óleo em 4 horas. A pressão estática inicial foi de 191,52 kgf/cm2 e a final de
180,88 kgf/cm2, com permeabilidade interpretada de 171 mD e vazão de teste de 175 m
3/d (1.100
barris de óleo por dia). O terceiro e último teste de formação a poço revestido, no poço 3-MGL-2-BA,
foi realizado no intervalo entre 1.489 e 1.493 metros, numa zona que se refere aos arenitos
Cambuqui, e conseguiu recuperar 27 barris de óleo mais água de completação. A pressão estática
final foi de 155,52 kgf/cm2, com permeabilidade interpretada de 103 mD e vazão de teste de 69 m
3/d
(434 barris de óleo por dia). Quanto aos óleos produzidos nos três arenitos, foram realizadas três
análises de PVT, duas no poço 3-MGL-2-BA e uma no poço descobridor 4-MGL-1-BA, cujos
resultados estão sumarizados na seguinte tabela.
Tabela 4 – Análises PVT. (Fonte: ANP, 2011).
6.2.5.2 Histórico de produção
Segundo a ANP (2011), o campo produziu de maio de 1979 até agosto de 1985, no arenito
Azevedo, através do poço 4-MGL-1-BA. Já o poço 3-MGL-2-BA produziu no arenito Santiago de
agosto de 1979 a agosto de 1980 e de outubro de 1988 a novembro de 2006. Este mesmo poço
produziu no arenito Cambuqui entre setembro de 1980 e fevereiro de 1987. Entretanto, a produção
acumulada da área foi de 50 mil barris de óleo. As próximas figuras exibem a produção média diária
do campo, considerando para cada poço o número de horas em que ele esteve funcionando.
Figura 41 – Histórico de produção de óleo e água. (Fonte: ANP, 2011).
Poço MGL-1 MGL-2 MGL-3
Intervalo (m) 1336-1343 1747-1753 1489-1493 Profundidade de Amostragem (m) 1250 1710 1350
Temperatura (ºC) 60 79 71,1 Pressão de Saturação (kgf/cm
2) 85,8 101,95 104,9
Grau API 35,3 36,9 35,4 Densidade do gás em solução 0.925 0,870 0,815 Razão de solubilidade na Psat 45,25 60 49,92
Fator volume de formação de óleo na Psat 1,1826 1,243 1,186 Viscosidade na Psat (cP) 5,36 1,465 3,69
Peso específico na Psat (g/cm3) 0,752 0,727 0,756
70
Figura 42 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
6.2.5.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Miranga Leste foi analisado para ser transformado em uma ESGN
a partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na
introdução deste capítulo. Todavia, os arenitos Azevedo, Cambuqui e Santiago possuem
propriedades petrofísicas capazes de comportar o armazenamento de gás natural, porém os limites
dos reservatórios não são fáceis de definir, por possuírem pequenas espessuras porosas e por
serem deltaicos.
Ainda há o problema de terem sido pouco depletados. Apesar de não ter sido divulgada a
produção de cada reservatório, foi divulgada a produção do campo, sendo pouco mais de 10%
depletado. Assim sendo, há uma grande quantidade de óleo remanescente nestes reservatórios que
pode prejudicar a operacionalidade da instalação de ESGN, aumentando o atrito entre os fluidos e
reduzindo a capacidade de fluidez do gás natural. Sendo assim, pela elevada quantidade de óleo
ainda armazenado, talvez seja mais interessante aplicar métodos secundários de produção, numa
tentativa de recuperar mais óleo destes reservatórios. Tendo estas considerações em mente, uma
ESGN neste campo não seria a melhor opção do ponto de vista técnico e econômico.
6.2.6 Fazenda Azevedo Oeste
O campo de Fazenda Azevedo Oeste, cuja área é de 2,70 km2 de extensão, está localizado
no município de Entre Rios, a 130 km de Salvador. O campo foi descoberto em abril de 1984, através
da perfuração do poço 1-FAO-1-BA, e produziu entre maio de 1984 e dezembro de 1993, quando foi
fechado e abandonado.
De acordo com o relatório da ANP (2011), os reservatórios são os arenitos da Formação
Candeias, cuja profundidade média é de 2.500 m, e os arenitos do Membro Catu da Formação
Marfim, tendo profundidade média de 1.060 m. O volume original in situ de óleo é da ordem de 590
mil m3 (3,7 milhões de barris), enquanto o volume original in situ de gás é da ordem de 66 milhões de
71
m3, sendo valores estimados pelo antigo operador do campo. A área inclui dois poços do antigo
campo (1-FAO-1-BA, 1-FAO-2-BA), além do poço seco 7-FI-47-BA.
6.2.6.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
O poço 1-FAO-1-BA visava testar uma feição dômica, alongada na direção NS, mapeada
pela sísmica em horizonte dentro do Membro Gomo da Formação Candeias. Os principais objetivos
eram os arenitos do Membro Gomo e, secundariamente, os arenitos das formações Pojuca, Marfim e
do Membro Água Grande, na Formação Itaparica.
A acumulação nos arenitos da Formação Candeias restringe-se à área do poço 1-FAO-1-BA,
cujo trapeamento é do tipo estratigráfico, além de ser restrita a corpos lenticulares de pequena
extensão. O reservatório é constituído por arenitos turbidíticos, depositados em ambiente lacustre, no
Andar Rio da Serra. A próxima figura apresenta o trecho do perfil composto, do poço 1-FAO-1-BA, na
profundidade que abrange a acumulação nos arenitos da Formação Candeias.
Figura 43 – Trecho do perfil do poço 1-FAO-1-BA, do intervalo de 2.420 a 2.565 metros, englobando
a zona de acumulação da Formação Candeias. (Fonte: ANP, 2011).
A presença em um único poço e a característica lenticular desses reservatórios não
asseguraram o bom controle dos limites e das espessuras da acumulação. Estas observações,
aliadas à baixa qualidade permo-porosa, resultante da grande profundidade em que se encontram
esses arenitos, conferem à acumulação alta incerteza e risco no que diz respeito aos volumes
originais in situ. Além disso, o dado mais importante, que fortalece a análise, reside na queda de
72
pressão de 135 kgf/cm2 (54% da pressão estática original do reservatório), após a produção de
apenas 660 m3 de óleo.
O poço 1-FAO-2-BA, 130 m a nordeste do pioneiro, visava testar os arenitos da Formação
Candeias, no flanco oeste de uma estrutura em sela, mapeada pela sísmica ao nível do arenito
Candeias 3, em um depocentro ao norte do 1-FAO-1-BA. Os objetivos principais foram os arenitos
turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias, portadores de óleo no 1-FAO-1-BA, e,
secundariamente, os arenitos da Formação Pojuca.
A acumulação de óleo, em arenitos do Membro Catu da Formação Marfim, está restrita à
área situada junto ao poço 1-FAO-2-BA. A partir da observação de seções sísmicas, a acumulação
está localizada em uma estrutura arqueada associada com falhas lístricas e normais que cortam a
seção rifte. O trapeamento deve ser do tipo estrutural com o fechamento proporcionado pelo
mergulho das camadas. O reservatório é constituído por arenitos depositados em ambiente deltaico,
no Andar Rio da Serra. A pequena extensão da ocorrência parece estar associada ao porte incipiente
da estrutura, resultando, desta forma, em pequeno volume poroso.
O reservatório Candeias apresenta pressão original estimada de 250 kgf/cm2 e pressão de
saturação estimada de 179 kgf/cm2, estando originalmente subsaturado. O mecanismo inicial de
produção é gás em solução. O fluido principal é o óleo leve de 38,6o
API. As características de
permeabilidade, viscosidade e espessura definem o reservatório como de baixa transmissibilidade de
60 mD.m/cP.
O reservatório Catu-3 apresenta uma pressão original estimada de 100 kgf/cm2
e pressão de
saturação estimada de 53 kgf/cm2, estando originalmente subsaturado. O mecanismo inicial de
produção é influxo de água. O fluido principal é o óleo leve de 39º API. As características de
permeabilidade, viscosidade e espessura definem o reservatório como de alta transmissibilidade de
cerca de 1.400 mD.m/cP.
A análise petrofísica do poço 1-FAO-1-BA, divulgada pela ANP (2011), mostra que o poço
apresentou indícios de hidrocarbonetos desde 926 até 2.990 metros. A análise quantitativa de perfis
indicou os seguintes intervalos de interesses, cujas propriedades estão sumarizadas na tabela
seguinte.
Formação Intervalo (m) H (m) Φ (%) Sw (%) Fluido
Candeias/IV 2387 – 2398 0,4 9,7 27,1 Óleo
Candeias/IV 2484 – 2509 6,2 10,1 11,3 Óleo
Itaparica/B 3020 – 3023 1,0 12,7 22,8 Óleo
Tabela 5 – Análises PVT do poço 1-FAO-1-BA. (Fonte: ANP, 2011).
Também foi realizada a análise petrofísica do poço 1-FAO-2-BA, divulgada pela ANP (2011),
e esta mostra que o poço apresentou indícios de hidrocarbonetos desde 897 até 2.445 metros. A
análise quantitativa de perfis indicou os seguintes intervalos de interesses, cujas propriedades estão
sumarizadas na tabela seguinte.
73
Formação Intervalo (m) H (m) Φ (%) Sw (%) Fluido
Marfim 1059 – 1066 3,0 18 45 Óleo
Candeias 2422 – 2423 0,5 11 10 Óleo/Gás
Candeias 2603 – 2605 1,0 15 8 Óleo/Gás
Tabela 6 – Análises PVT do poço 1-FAO-2-BA. (Fonte: ANP, 2011).
No poço 1-FAO-1-BA, um dos testes de formação a poço aberto foi realizado no intervalo
entre 2.486 e 2.506 metros, referente aos arenitos da Formação Candeias. O teste recuperou 4,72
m3 de óleo verde emulsionado por gás durante a circulação reversa e este possuía 29° API a 60°F. A
interpretação levou à conclusão de um intervalo de baixa permeabilidade (3,4 mD), levemente
danificado (1,6), portador de óleo. A depleção verificada foi de 4,18 kgf/cm2. O óleo, do reservatório
da Formação Candeias, apresentou 33,9º API, razão de solubilidade igual a 100, fator volume de
formação igual a 1,39 e viscosidade de 0,51 cP, nas condições iniciais de reservatório (pressão de
100 kgf/cm2 e temperatura de 92,5°C). Já o gás apresentou densidade de 0,7 (ar = 1) e fator volume
de formação de 0,0046.
No poço 1-FAO-2-BA, foram realizados vários testes, tanto de formação a poço aberto, como
a poço revestido, mas, nos relatórios disponibilizados pela ANP (2011), só fazem referência à
permeabilidade em apenas um teste que foi feito a poço revestido, no interlavo de 1.059 a 1.063,5
metros, nos arenitos da Formação Marfim, cuja permeabilidade média interpretada foi de 83,4 mD.
Nestes reservatórios da Formação Marfim, o óleo apresentou uma razão de solubilidade igual a 28,
fator volume de formação igual a 1,12 e viscosidade de 1,4 cP, nas condições iniciais de reservatório
(pressão de 100 kgf/cm2 e temperatura de 59°C). O gás apresentou densidade de 0,78 (ar = 1) e
fator volume de formação de 0,009.
6.2.6.2 Histórico de produção
O campo, cujo fluido principal é o óleo, foi descoberto em 28/04/1984 e teve produção efetiva
no período entre 1984 e 1993. A produção acumulada, até dezembro de 1993, foi 13,36 mil m3 de
óleo (84 mil barris) e 476 mil m3 de gás.
Segundo a ANP (2011), o poço 1-FAO-1-BA iniciou sua produção em maio de 1984, e foi
fechado como subcomercial em dezembro de 1985, apresentando uma produção acumulada de 660
m3 de óleo (4.150 barris) nos arenitos turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias. Este
intervalo, que apresentava uma pressão original de 250 kgf/cm2, atingiu uma pressão estática de 115
kgf/cm2, em fevereiro de 1985, representando uma depleção de 135 kgf/cm
2, o que demonstrou a
pequena dimensão do corpo arenítico com óleo. Enquanto que o poço 1-FAO-2-BA teve uma
produção acumulada de 12,7 mil m3 de óleo (79.800 barris), entre julho de 1989 e dezembro de
1993, a partir do Membro Catu da Formação Marfim.
As próximas figuras exibem a produção média diária durante a vida produtiva do campo,
considerando para cada poço o valor extrapolado a partir do número de horas em que ele esteve
funcionando.
74
Figura 44 – Histórico de produção de óleo e água. (Fonte: ANP, 2011).
Figura 45 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
6.2.6.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Fazenda Azevedo Oeste foi analisado para ser transformado em
uma ESGN a partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios
expostos na introdução deste capítulo.
A presença em um único poço e a característica lenticular desses reservatórios não
assegurariam o bom controle dos limites e das espessuras da acumulação. Estas observações,
aliadas à baixa qualidade permo-porosa, resultante da grande profundidade em que se encontram
esses arenitos, conferem à acumulação alta incerteza e alto risco, o que não favoreceria a
concepção de uma ESGN nestes reservatórios.
Novamente, há a questão do óleo remanescente que prejudicaria a operacionalidade da
instalação de ESGN, aumentando o atrito entre os fluidos e reduzindo a capacidade de fluidez do gás
natural. Desta forma, não seria uma boa opção para ser uma ESGN. Pode-se pensar, então, em
alternativas de exploração para o campo, como aplicar métodos secundários ou até terciários de
75
produção, numa tentativa de recuperar mais óleo deste campo. Tendo estas considerações em
mente, uma ESGN neste campo não seria a melhor opção do ponto de vista técnico e econômico.
6.2.7 Beija-Flor
O campo Beija-Flor, cuja área é de 0,98 km2, localiza-se no município de São Sebastião do
Passé, distante 45 km da cidade de Salvador. Este campo foi descoberto em 1969 através do poço
pioneiro 4-MP-12-BA. As duas principais zonas de interesse estão localizadas na Formação
Maracangalha, no Membro Caruaçu, e são: uma de óleo no intervalo entre 2.203 e 2.210 metros e
outra de gás não associado no intervalo entre 2.285 e 2.307 metros. O volume in place do campo,
estimado pela Petrobras (2006), é de 5 milhões de m3 de gás não associado e 629 mil barris de óleo.
A produção acumulada da área totaliza 3,1 mil barris de óleo e 3,04 milhões de m3 de gás.
6.2.7.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
O poço 4-MP-12-BA foi perfurado com a finalidade de testar uma estrutura dômica mapeada
pela sísmica ao nível do topo do Grupo Ilhas inferior. Tinha como objetivo principal os arenitos do
Membro Santiago da Formação Pojuca e, como objetivos secundários, os arenitos das Formações
Marfim e Maracangalha. Naquela oportunidade, o poço foi considerado subcomercial de óleo, no
intervalo de 2.203 até 2.210 metros, e de gás não associado, no intervalo de 2.285 até 2.307 metros,
ambos no Membro Caruaçu da Formação Maracangalha.
Figura 46 – Trecho do perfil do poço 4-MP-12-BA, intervalo 2.190 a 2.330 metros, englobando as
zonas de acumulação da Formação Maracangalha. (Fonte: ANP, 2011).
76
Os corpos arenosos com melhores propriedades permo-porosas da Formação Pojuca estão
saturados com água. Os reservatórios produtores de gás não associado são arenitos finos,
lenticulares, de idade Rio da Serra, no Membro Caruaçu da Formação Maracangalha.
A análise petrofísica, dos arenitos da Formação Maracangalha, foi executada e algumas
propriedades de rochas foram inferidas para o reservatório de óleo (de 2.203 a 2.210 metros):
porosidade, 16%; permeabilidade, 1,9 mD; saturação de água, 40%; e espessura porosa verdadeira,
7 metros. Para o reservatório de gás não associado (de 2.285 a 2.307 metros), as propriedades
estimadas foram: porosidade, 18%; permeabilidade, 2,0 mD; saturação de água, 25%; e espessura
porosa verdadeira, 10 metros. Os demais intervalos analisados do poço estão saturados com água.
Quanto ao fluido produzido, no documento analisado da ANP (2011) não constava nenhuma
referência quanto às propriedades do gás natural e do óleo produzido.
6.2.7.2 Histórico de produção
O campo começou a produzir efetivamente a partir da acumulação de gás não associado do
intervalo de 2.285 a 2.307 metros em julho de 2003. Em janeiro de 2005, o intervalo produtor de gás
não associado foi fechado e o poço foi completado no intervalo superior, entre 2.203 e 2.210 metros,
passando a produzir óleo, gás associado e água. A produção acumulada da área totalizou 3,1 mil
barris de óleo e 3,04 milhões de m3 de gás (ANP, 2011).
Figura 47 – Histórico de produção de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
Figura 48 – Histórico de produção de óleo e água. (Fonte: ANP, 2011).
77
As figuras anteriores exibem a produção média diária durante a vida produtiva do campo,
considerando o valor extrapolado a partir do número de horas em que o poço esteve funcionando,
mesmo que o período parado tenha sido necessário para realimentação de pressão do reservatório.
6.2.7.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Beija-Flor foi analisado para ser transformado em uma ESGN a
partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na
introdução deste capítulo. Assim como o campo de Fazenda Azevedo Oeste, o campo de Beija-Flor
possui algumas características que não lhe assegurariam ser uma ESGN eficiente. A presença em
um único poço e a característica lenticular desses reservatórios não assegurariam o bom controle
dos limites e das espessuras da acumulação. Estas observações, aliadas à baixa qualidade permo-
porosa, resultante da grande profundidade em que se encontram esses arenitos, conferem à
acumulação alta incerteza e risco. A permeabilidade não é suficiente para permitir injeção e produção
em níveis de vazões exigidos durante os períodos de oferta e picos de demanda de gás natural.
A acumulação de óleo não está tão depletada e o óleo remanescente aumentaria ainda mais
o atrito entre os fluidos, prejudicando a operacionalidade de uma futura ESGN. A acumulação de gás
está bem depletada, mas é muito pequena e, portanto, sem interesse comercial para abrigar uma
ESGN. Desta forma, nenhum destes reservatórios seria uma boa opção para ser uma ESGN.
6.2.8 Caracatu
O campo de Caracatu está localizado no município de Entre Rios, distante a 120 km da
cidade de Salvador. Foi descoberto pelo poço pioneiro 1-CTU-1-BA, em 29/11/1982, sendo colocado
em produção já no início do ano seguinte em 31/01/1983 e produzindo até ser fechado em
31/10/1984. O campo abrange uma área de 1,6 km2 e contém dois poços: o 1-CTU-1-BA e o 1-CTU-
2-BA. O poço 1-CTU-2-BA, apesar de passar por formações que contém hidrocarbonetos, foi
considerado subcomercial e acabou sendo abandonado logo em seguida a sua perfuração.
As acumulações de hidrocarbonetos ocorrem entre 2.350 e 2.900 metros de profundidade,
sendo que os reservatórios são os turbidíticos da Formação Candeias, os arenitos da Formação
Itaparica e os arenitos da Formação Sergi. Os volumes originais in situ são da ordem de 559 mil m³
de óleo (3,52 milhões de barris) e 48,57 milhões de m³ de gás natural.
6.2.8.1 Aspectos geológicos e petrofísicos
O campo de Caracatu está localizado em um bloco alto, que está circundado por falhas
normais e basculado para sudeste. O campo é constituído por uma acumulação principal, localizada
nos reservatórios da Formação Sergi, e por outras secundárias nas Formações Candeias e Itaparica,
que também apresentaram a ocorrência de pouco óleo e não chegaram a entrar em produção.
78
Figura 49 – Trecho do perfil do poço 1-CTU-1-BA, intervalo 2.760 a 3.050 metros, englobando a zona
de acumulação da Formação Sergi. (Fonte: ANP, 2011).
Entretanto, as formações produtoras do campo de Caracatu apresentaram-se muito
fechadas. Até mesmo no reservatório da Formação Sergi, que chegou a entrar em produção, os
testes de formação indicaram baixa permeabilidade média, aproximadamente 0,15 mD. O
trapeamento da acumulação na Formação Sergi é do tipo estrutural.
O reservatório da Formação Sergi é constituído por arenitos siliciclásticos, depositados em
ambiente fluvial, no Andar Dom João (Jurássico). Esse reservatório apresentou uma pressão original
estimada de 192 kgf/cm2
e pressão de saturação estimada de 45 kgf/cm2, estando originalmente
subsaturado. O óleo apresentou uma densidade de 40°API, enquanto o gás natural um poder
calorífico de 10.000 kcal/m³. O mecanismo primário de produção foi o de gás em solução. As
propriedades petrofísicas estimadas foram: porosidade, 8,6%; permeabilidade, 1,6 mD; saturação de
água, 37%; e espessura porosa verdadeira, 6 metros.
6.2.8.2 Histórico de produção
Segundo a ANP (2011), a produção do campo de Caracatu se deu a partir dos arenitos da
Formação Sergi, cuja produção se deu de modo intermitente entre 1983 e 1984, sendo abandonado
por apresentar baixa produtividade. Durante a fase de completação, tentou-se estimular a produção a
partir do fraturamento da zona produtora na Formação Sergi, mas não se obteve muito sucesso.
A produção acumulada, até dezembro de 1997, totalizou aproximadamente 535 m³ de óleo
(3,4 mil barris) e 22,6 mil m³ de gás. A figura seguinte apresenta o gráfico com os registros de
produção mensal no período em que o campo esteve em operação.
79
Figura 50 – Produção acumulada de óleo e de gás natural. (Fonte: ANP, 2011).
6.2.8.3 Potencial para ser transformado em uma ESGN
O potencial do campo de Caracatu foi analisado para ser transformado em uma ESGN a
partir de suas propriedades petrofísicas e geológicas, tendo como base os critérios expostos na
introdução deste capítulo. A baixa qualidade permo-porosa, resultante da grande profundidade em
que se encontram esses arenitos, conferem à acumulação alta incerteza e alto risco. A
permeabilidade, principalmente, é muito baixa para permitir injeção e produção em níveis de vazões
exigidos durante os períodos de oferta e de picos de demanda.
Mais uma vez, há a questão do óleo remanescente que prejudicaria a operacionalidade da
instalação de ESGN, aumentando o atrito entre os fluidos e reduzindo a capacidade de fluidez do gás
natural. O campo talvez nem tenha interesse para extração de hidrocarbonetos devido às suas fracas
propriedades petrofísicas e características geológicas. Em relação à concepção de uma unidade de
ESGN neste campo, isto estaria fora de cogitação, devido às suas características permo-porosas.
Tendo estas considerações em mente, uma ESGN neste campo não seria, de forma alguma, uma
opção do ponto de vista técnico e econômico.
6.3 Localização e infraestrutura de transporte
A rede de gás natural da Bahia, mais especificamente a malha de distribuição existente no
Recôncavo Baiano, ainda está no seu estágio embrionário e precisa se desenvolver muito até que se
consiga interligar os vários trechos de gasodutos que existem espalhados na região. À medida que
se aproxima da capital Salvador, a malha de gasodutos fica mais ramificada e mais complexa. Nas
regiões distantes, quando há rede de gasodutos, estas apresentam trechos simples e quase sem
nenhuma ramificação.
A parte da rede de gasodutos da Bahia, que passa pelo Recôncavo Baiano, possui apenas
cinco citygates: Simões Filho; Estação Madeira; Candeias; Camaçari e Catu. Estes citygates são
pontos de entrega, onde o gás é transferido da rede de transmissão para a concessionária local de
gás natural. Por sua vez, existem as companhias de distribuição local, que transportam o gás natural
do ponto de entrega até às residências e às empresas industriais através da rede local de
distribuição. Na Bahia, o responsável é a Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás), uma
80
concessionária estadual dos serviços de distribuição de gás natural canalizado. A Bahiagás é uma
empresa de economia mista, controlada pelo Governo do Estado, sendo vinculada à Secretaria de
Infraestrutura.
Segundo o Relatório Administrativo e Social da Bahiagás (2012), a rede de gasodutos
possui uma extensão de 684 km, cujo volume médio comercializado é 3,74 milhões de m3/dia,
atendendo mais de 14.741 clientes em 20 municípios do estado da Bahia. O gás natural distribuído,
pela Bahiagás, tem como origens os campos do Recôncavo e de Manati, além de volumes recebidos
através do Gasoduto de Integração Sudeste/Nordeste – GASENE e da destacada participação da
companhia em leilões promovidos pela estatal nacional, além de outro contrato para aquisição de
gás natural dos campos maduros da Ilha de Itaparica.
O GASENE soma-se à malha de gasodutos em operação na Bahia, cuja entrada no mercado
nacional representou um aumento na geração de energia elétrica de até 900 MW na região Sudeste,
ao permitir a transferência de gás natural produzido nas bacias do Sudeste para os estados do
Nordeste e vice-versa. O GASENE permitiu o aumento da oferta de gás natural na região do
Recôncavo Baiano com sua interligação ao citygate de Catu.
O Gasoduto de Integração Sudeste/Nordeste (o GASENE) foi uma iniciativa que consistiu na
construção de três gasodutos de transporte de gás natural, com extensão total de aproximadamente
1.400 km e capacidade de transporte de 20 milhões de m³/dia, ligando o Pólo de Cabiúnas (Rio de
Janeiro) até o citygate de Catu, localizado na cidade de Pojuca (Bahia). O projeto foi composto dos
seguintes trechos: Gasoduto Vitória-Cacimbas (1º trecho); Gasoduto Cabiúnas-Vitória (2º trecho); e
Gasoduto Cacimbas-Catu (3º trecho).
A Bahiagás tem continuado a investir na ampliação da rede de gasodutos da Bahia e criado
as condições mais favoráveis para a utilização da malha de distribuição existente, a partir da
fomentação do atendimento ao mercado de gás natural em todo o estado. A companhia implantou a
infraestrutura para o recebimento do gás natural proveniente do Campo de Manati, maior campo de
gás natural não associado do Brasil, com potencial para a produção de 8 milhões de m³/dia, o que
possibilita um incremento no atendimento ao mercado industrial e permite consolidar o fornecimento
para os segmentos automotivo, residencial e comercial.
Na próxima figura, está representado o mapa da rede de distribuição de gás natural operada
pela Bahiagás, sem o trecho do GASENE, cujo operador é a Transpetro. A figura também apresenta
a localização dos campos depletados que foram estudados neste capítulo. Note que todos os
campos não estão interligados à malha de gasodutos existente.
Quanto à distância entre os campos e a malha de gasodutos, deve-se ter em conta que
nenhum está interligado à malha e obras de ampliação seriam necessárias de forma a conectar estas
futuras ESGNs à rede de gasodutos. Este fato impacta pontualmente nos custos de instalação
dessas unidades, elevando os mesmos e dificultando a sua construção, já que estes projetos
paralelos seriam necessários visando à ramificação da rede. Através da próxima figura, observa-se
que alguns desses campos estão muito próximos, a menos de 15 km de distância, é o caso dos
campos de Beija-Flor e Dias D’Ávila. Outros campos possuem uma distância média de
aproximadamente 30 km, é o caso dos campos de Fazenda Gameleira, Vale do Quiricó, Lagoa
81
Verde e Miranga Leste, enquanto que os campos de Caracatu e Fazenda Azevedo Oeste estão a
mais de 30 km de distância da malha de gasodutos.
Figura 51 – Localização dos campos. (Fonte: http://www.bahiagas.com.br/, 2014 (adaptada)).
6.4 Potencial de armazenamento subterrâneo
A indústria petrolífera do Brasil teve seu início no final da década de 1930 na área do
Recôncavo Baiano e hoje, passados quase 80 anos, a indústria do gás natural continua nas
primeiras fases de seu desenvolvimento e, para agravar a situação, cresce com taxas que estão
aquém dos países, cujos mercados de gás natural estão bem consolidados e amadurecidos. Em
contraste, o Brasil possui perspectivas de ser autossuficiente em termos de gás natural, mas nem
sequer possui uma rede de gás natural bem ramificada, integrando todos os seus estados e regiões.
O Recôncavo Baiano insere-se neste contexto de anos e anos de desenvolvimento num ritmo lento e
desinteressado.
Como resultado, a malha de gasodutos, que passa pelo Recôncavo Baiano, é extremamente
ineficiente quando se trata da integração dos principais campos petrolíferos onshore da região, além
de ser pequena quando se compara com as dimensões do estado da Bahia, pois são apenas 684 km
de extensão dentro de uma área de 564.733,177 km2, justificando o baixo número de municípios
atendidos pela rede (20).
De uma forma geral, os campos depletados, que foram objetos de estudo neste capítulo,
ficam em áreas onde a vegetação é de capoeira rala e pastagem nativa, com resquícios de mata
nativa e, em alguns casos, com mata de eucaliptos no entorno. Alguns campos são de fácil acesso,
como Dias D’Ávila, Beija-Flor, Caracatu, Fazenda Gameleira, Miranga Leste e Vale do Quiricó,
possuindo boas rodovias, cuja distância rodovia-poço varia de 200 a 500 metros. Os outros dois
campos (Lagoa Verde e Fazenda Azevedo Oeste) possuem problemas de acesso devido à
irregularidade no relevo do terreno e por causa da mata de eucaliptos ao redor dos poços.
82
Entretanto, os poços destes campos se encontram isolados, onde as ocupações humanas
ocorrem a partir de 400 metros em alguns campos (Dias D’Ávila, por exemplo), enquanto que em
outros podem chegar até 1.500 metros (Fazenda Azevedo Oeste, por exemplo). Quanto à
proximidade às áreas industriais, apenas o campo de Dias D’Ávila está muito próximo de uma área
importante, o Pólo Petroquímico de Camaçari. O campo de Beija-Flor não está tão perto do Pólo
Petroquímico de Camaçari, mas fica nas suas redondezas.
Quando se estuda o potencial destes campos para o armazenamento geológico de gás
natural, deve-se analisar cada critério que define as características de uma instalação deste tipo.
Primeiramente, analisou-se a capacidade destes reservatórios em acumular hidrocarbonetos. Esta
análise foi realizada de forma mais qualitativa do que quantitativa, pois era necessário o estudo de
seções sísmicas para definir o tipo de trapeamento, estrutural ou estratigráfico, e de análises
petrofísicas da rocha selante, mas o fato destes reservatórios terem confinado algum tipo de fluido no
passado, já é suficiente para garantir a primeira condição para que eles possam se tornar em uma
ESGN.
Quanto ao volume em cada instalação, pode-se calcular a partir de uma avaliação tendo
como base o volume de hidrocarboneto produzido em cada campo, a variação entre a pressão
estática inicial e final, o nível de depleção do reservatório, análise petrofísica da estrutura da rocha
reservatório, a avaliação das dimensões das armadilhas a partir da sísmica, o contato de fluidos
dentro do reservatório, além de aspectos econômicos e financeiros que devem ser levados em
consideração para a determinação do ponto ótimo de utilização destes armazéns. Estes são
aspectos que transcendem o escopo desta dissertação, devendo ser abordados em estudos futuros.
Uma vez analisada a estrutura de trapeamento de cada acumulação, deve-se constatar as
reais condições de selagem das rochas capeadoras. Esta análise pode ser feita através de
testemunhos do próprio poço ou, se não houver outro jeito, pode ser feita a partir da análise do perfil
do poço. Como foi visto anteriormente, existem campos com mais de um poço, então, pode-se
correlacionar as análises dos perfis dos poços e conseguir valores mais consistentes paras as
propriedades petrofísicas. Uma mais valia que há para os campos do Recôncavo Baiano é que a
Bacia do Recôncavo já foi muito estudada e explorada, então, há muita informação disponível, que
quando utilizadas corretamente aumentam a eficiência e a eficácia da pesquisa.
Analisar a permeabilidade é muito difícil e esta deverá ser estudada minuciosamente no
reservatório de interesse, devido às características intrínsecas desta propriedade, especialmente,
devido à sua anisotropia, pois a permeabilidade varia de acordo com uma direção específica.
Entretanto, apesar de ter se mostrado a preocupação em tratar da permeabilidade nos arenitos das
acumulações dos campos estudados, sugere-se que se façam análises mais detalhadas sobre a
permeabilidade, caso haja a intenção de estudar e prosseguir com a caracterização destes campos
para a concepção de uma ESGN, pois a partir desta propriedade é que se pode analisar a
capacidade de injeção e produção de gás natural nestas estruturas.
Deve-se analisar a interferência de outros fluidos contidos no reservatório na permeabilidade,
pois estes fluidos, devido ao atrito, tendem a diminuir a capacidade do gás natural de fluir dentro da
rocha durante as operações de injeção e produção, reduzindo a permeabilidade. Este é talvez o
83
ponto mais importante a ser estudado nestes reservatórios, pois estes possuem acumulações
marginais de hidrocarbonetos e, desta forma, precisa-se de uma melhor avaliação a este respeito.
Quando o reservatório for de gás não associado, pode-se até aproveitar o volume in situ para ser
utilizado como gás de base nas instalações, mas quando for de óleo, deve-se fazer um estudo
aprofundado, pois como a maioria dos reservatórios possui valores médios de permeabilidade, a
presença de outros fluidos pode baixar estes valores ainda mais e inviabilizar fisicamente a ESGN.
Estas primeiras análises são cruciais para a definição do projeto, mas deve-se constatar a ausência
de gás sulfídrico nas formações. Por fim, deve-se pesquisar sobre possíveis poços adicionais aos
reservatórios e ver sua viabilidade.
Se todas estas condições geológicas, físicas, químicas, econômicas e financeiras forem
verificadas e aprovadas e se consiga definir os reservatórios que sejam capazes de receberem tal
empreendimento de uma ESGN, há outro fator extremamente importante e relevante para ser
tratado, pois se necessita da construção de um gasoduto secundário que conectaria os campos
aprovados na análise à malha de gasodutos existente no Recôncavo Baiano. Como foi visto na
seção anterior, a grande maioria dos campos analisados distam aproximadamente 30 km da rede
existente e, assim, além de encarecer o empreendimento, pode torná-lo sem interesse econômico e
financeiro, inviabilizando-o.
Nesta primeira análise, os campos com grande potencial para serem transformados em
ESGN seriam os campos de Dias D’Ávila, de Fazenda Gameleira e de Lagoa Verde, por
apresentarem as melhores propriedades petrofísicas de seus reservatórios, principalmente,
porosidade e permeabilidade, além das dimensões de suas acumulações. Os campos do Vale do
Quiricó, Miranga Leste e Fazenda Azevedo Oeste ainda possuem uma quantidade elevada de óleo
remanescente que prejudicaria a operacionalidade de uma instalação de ESGN, que aumentaria o
atrito entre os fluidos, óleo e gás natural, e reduziria a capacidade de fluidez do gás natural
armazenado, baixando a permeabilidade do reservatório. Por ser uma quantidade elevada de óleo,
talvez seja mais interessante economicamente aplicar métodos secundários de produção numa
tentativa de recuperá-lo. Os outros campos, o de Beija-Flor e o de Caracatu, apresentam valores
extremamente baixos para a propriedade da permeabilidade, postergando os estudos destes campos
e colocando-os em grau mais baixo em termos de importância e de interesse.
Desta forma, termina-se a análise do potencial dos campos depletados do Recôncavo
Baiano para receberem uma ESGN. Nota-se que a região comporta uma estocagem deste tipo e
possui boas estruturas geológicas. Entretanto, a Bacia do Recôncavo se encontra em um estágio de
depleção avançado e já faz algumas décadas que a produção de hidrocarbonetos entrou em
declínio, mas a região ainda carece de mais investimentos, principalmente, na infraestrutura de
transporte e distribuição de gás natural.
84
7 Conclusões
A existência de uma unidade de armazenamento subterrâneo comporta-se como elemento
primordial para o desenvolvimento da cadeia de gás natural. Ela possui extrema importância para o
equilíbrio da oferta e da demanda de gás natural no mercado, além de ter outros objetivos
estratégicos tão relevantes quanto este, pois elas ajudam a aperfeiçoar o tamanho da rede de
transmissão, auxiliando o gerenciamento desta, e garantem a segurança do suprimento em caso de
interrupção no fornecimento de gás. Como os mercados se desenvolveram e tornaram-se mais
liberalizados, os mercados centralizados emergiram e começaram a participar ativamente no
mercado de gás natural. Logo, o armazenamento adquire um papel comercial adicional, apenas
como ferramenta de apoio à negociação. Com o desenvolvimento de fontes de energias renováveis
no setor energético, o armazenamento começa a desempenhar uma função complementar para
cobrir a inconstância na demanda de gás, quando este é utilizado como um substituto ao
fornecimento de energia.
No Brasil, observa-se que o consumo de gás natural tem aumentado significativamente nos
últimos anos (tanto o energético, como o não energético), apresentando um melhor destaque na
matriz energética brasileira. Todavia, este crescimento requer o desenvolvimento da infraestrutura de
tratamento, de movimentação e de distribuição, exigindo maior eficiência e dinâmica do mercado de
gás natural, o que reforça o papel importante que a estocagem subterrânea pode vir a desempenhar
no cenário brasileiro, otimizando a confiabilidade e a credibilidade da rede como um todo, além de
aumentar a segurança energética.
O principal objetivo deste estudo foi avaliar o potencial de alguns campos depletados de
óleo/gás, localizados na região do Recôncavo Baiano, para serem transformados em Estocagem
Subterrânea de Gás Natural (ESGN). A partir da análise preliminar dos aspectos geológicos e
técnicos destes reservatórios, criaram-se as bases teóricas para avaliar se o campo seria
aproveitado para ser uma ESGN ou necessitaria de um estudo mais aprofundado para uma
avaliação mais segura.
Nesta primeira análise, os campos com maior potencial para serem transformados em ESGN
seriam os campos de Dias D’Ávila, de Fazenda Gameleira e de Lagoa Verde por apresentarem as
melhores propriedades petrofísicas de seus reservatórios, principalmente, porosidade e
permeabilidade. Os campos do Vale do Quiricó, Miranga Leste e Fazenda Azevedo Oeste ainda
possuem uma quantidade elevada de óleo remanescente que prejudicaria a operacionalidade de
uma instalação de ESGN. Por ser uma quantidade elevada de óleo, talvez seja mais interessante
economicamente aplicar métodos secundários de produção numa tentativa de recuperá-lo. Os
campos de Beija-Flor e de Caracatu, apesar de possuírem bons valores de porosidade, apresentam
valores extremamente baixos para a permeabilidade, postergando os estudos destes campos e
colocando-os em grau mais baixo em termos de importância. Caso haja o interesse em prosseguir
com os estudos destes campos, pode-se requerer à ANP documentos complementares e
importantes para a análise mais detalhada, tais como os perfis dos poços secundários de cada
campo, dados de campanhas sísmicas, dados geológicos, etc.
85
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