64 Brasil Energia, nº 491, 25 de fevereiro de 2025 José Almeida dos Santos, geólogo-UFRJ, é consultor na área de energia. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. José Almeida dos Santos Coautores: Kazumi Miura e Bruno Leonel A indústria de petróleo do Brasil é relativamente jovem comparada com a do México e Venezuela, onde o petróleo foi descoberto em 1910 e 1922 respectivamente, enquanto no Brasil o primeiro óleo jorrou em 1941. México e Venezuela ainda têm atividades monopolizadas, diferente do que acontece hoje no Brasil. Além desses dois países, figura em destaque na América do Sul; a Colômbia, com uma indústria de óleo e gás bastante atuante e parecida com a do Brasil, e a Argentina, cuja indústria de exploração e explotação em reservatórios não convencionais se desenvolveu de forma espetacular, tornando-se uma das líderes mundiais nesse setor, atraindo grandes empresas para essas atividades. Há um potencial de quase um trilhão de m3 de gás convencional como reservas 3P e contingentes nas bacias brasileiras já avaliadas, com uma produção média de mais de 150 milhões de m3/ dia (2023), ou produção anual de quase 55 bilhões de m3/ano. Portanto, mantidas as produções e reservas atuais, estes volumes garantiriam a produção por cerca de 20 anos. Porém, conforme dados da ANP e adotando-se a premissa de analogia ao Barnett Shale americano, o Brasil teria cerca de 16 trilhões de m3 de gás não convencional, somente nas bacias listadas abaixo: • 2,0 trilhões de m3 na Bacia do Parnaíba (PI, MA, PA, TO, BA e CE); • 3,5 trilhões de m3 na Bacia do Parecis (MT e RO); • 1,8 trilhões de m3 na Bacia do Recôncavo (BA); • 2,2 trilhões de m3 na Bacia do São Francisco (MG, BA, GO e TO); • 6,5 trilhões de m3 na Bacia do Paraná (MT, MS, GO, MG, SP, PR, SC e RS). Em um relatório detalhado datado de 2015, a agência americana EIA estimou que nas bacias sedimentares brasileiras poderia haver um volume de 18 trilhões de m3 tecnicamente recuperável. No mapa publicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), o volume total, se confirmado, indicaria em torno de 10% do volume de gás não convencional mundial, hoje estimado em mais de 200 trilhões de m3. Mesmo sem considerar as bacias do offshore, os potenciais recursos de reservatórios não convencionais do Brasil são da ordem de 16 a 18 trilhões de m3, representando um grande potencial para futuras investigações e desenvolvimento, caso haja autorização. Temos portanto como garantir a produção de gás por um período muito mais longo se contarmos apenas com o gás convencional. A América Latina, incluindo o México, é bastante rica em gás de reservatórios não convencionais, de acordo com estudos da EIA feito nas principais bacias sedimentares do continente. Os maiores potenciais estão na Argentina, México, Brasil e Venezuela. Recentemente, o Chile e o Paraguai tiveram grandes avanços. Todos os estudos apontam que o shale gas, por ser bastante abundante, poderá contribuir para o aumento da produção de gás na região. Atualmente, a Argentina está se tornando uma exportadora de hidrocarbonetos de suas jazidas da Vaca Muerta, algo jamais imaginado há alguns anos, devido a determinação política e escassez de gás para seu consumo interno. Perspectivas do shale gas e tight oil no Brasil e América do Sul Continue lendo esse artigo em: petroleoegas/perspectivas-do-shale-gase-tight-oil-no-brasil-e-america-do-sul
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