Shale Gas

O que é: o shale gas, também traduzido como gás de xisto ou folhelho, é o gás natural não- convencional encontrado dentro de pequenas bolhas em rochas sólidas de xisto (folhelho betuminoso), fortemente laminadas. Recebe essa classificação as reservas que usam o processo de extração feito através da pressão hidrostática, uma técnica de produção mais complexa e cara do que os reservatórios convencionais de gás natural. Este tipo de reservatório e a exploração e produção destes existe em grande escala nos Estados Unidos. Sua grande importância é devido à sua ampla presença em diversos locais do mundo, onde anteriormente não havia sido encontradas reservas de gás exploráveis. Com isso, esses países podem ser capazes de reduzir a importação de gás natural e aumentar sua independência energética. Esta é uma das grandes apostas para garantir a estabilidade do suprimento da oferta global de gás.

Como funciona:  o xisto/folhelho é a rocha sedimentar argilosa mais abundante que existe. Ela possui baixa dureza, e em alguns casos, quando as rochas são de grão fino e ricas em matéria orgânica, pode conter gás natural. No entanto, devido à sua impermeabilidade, que inviabiliza a sua desintegração quando úmida, e a sua baixa porosidade, a extração do gás se torna mais trabalhosa.  Recentemente, o desenvolvimento de tecnologias de pressão hidrostática, que aumenta a permeabilidade da rocha, e avanço do fraturamento hidráulico (fracking), tornaram esse processo viável. A produtividade desta fonte de energia costuma ser maior no primeiro ano, já que à medida que são feitas fraturas na rocha e tornando o gás livre e capaz de fluir, é gerado um pico de produção. Já o gás que continua aprisionado acaba fluindo mais lentamente e em menor quantidade, o que faz com que haja um declínio de produção em pouco tempo.

Histórico: o início da tentativa de extração de shale gas ocorreu no Estados Unidos em 1821. No entanto, foi só em 1920, na União Soviética, que houve a primeira exploração de shale gas como fonte energética bem-sucedida. 

Já no Brasil, a primeira tentativa ocorreu em uma usina-piloto em Tremembé (SP), no Vale do Paraíba em 1881. No entanto, foi só em 1954, com a criação da Petrobras, que foi a criada a Superintendência de Exploração do Xisto e um projeto semi-industrial em São Mateus do Sul (PR). Apesar de não ser usado como uma matriz energética, o parque processa toneladas de xisto por dia e produz milhares de barris/dia de óleo, com as mesmas utilidades que o petróleo, além de nafta e enxofre.

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No entanto, a complexidade dos processos de extração fazia com que a operação tivesse alto custo e baixo retorno. Foi só no início do século XXI, quando foram desenvolvidas e popularizadas novas técnicas de extração de shale gas, que o processo se tornou economicamente viável. Com a implantação da nova tecnologia e o consequente aumento do suprimento, o preço do gás natural caiu, nos Estados Unidos, de US$ 9 por milhão de BTU (unidade britânica de calor) para US$ 2,37 entre 2008 e 2019.

É bom saber também:  No Brasil, a primeira rodada licitatória para gás não convencional ocorreu em dezembro de 2013, no entanto esses blocos ainda não estão em fase de exploração. Atualmente, o shale gas é visto como uma alternativa para reduzir a dependência no gás externo no futuro, já que ainda faltam investimentos e estudos sobre o assunto. Hoje, a exploração offshore ainda é mais viável. Além disso, para que haja incentivos para o setor privado, é necessário também a criação de uma legislação e regulação solidas sobre o assunto.

No entanto, em alguns países, como os Estados Unidos, a presença desse gás na produção de gás natural subiu de 1% no início dos anos 2000 para 60% em 2016 de participação na oferta doméstica.

Apesar da importância do shale gas na matriz energética de vários países, ele possui algumas desvantagens. Devido ao seu processo de exploração complexo, a extração do shale gas gera diversos riscos ambientais, como poluição de lençóis freáticos, uso intensivo de água e liberação de metano na atmosfera. Além disso, a produção de seus poços é capaz de declinar até 40% por ano, frustrando investimentos baseados em modelos de projeto para campos de gás convencionais.