Producao e transporte do GN

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Universidade de Brasília – UnB 
 
Matéria: Engenharia de Petróleo e Gás 
Professora Doutora Marìa del Pilar Hidalgo Falla 
 
 
 
 
 
 
 
Produção e Transporte 
do Gás 
 
 
 
 
Anne Ruth 
Diego Duarte 
Eduardo Conceição 
Fábio Neves 
Jéssica Mendes 
Karina Gavião 
 
 
 
 
Brasília 20 de Janeiro de 2011 
 2 
INTRODUÇÃO 
 
No século XIX, o gás natural era considerado um problema ao ser encontrado 
junto com ao petróleo, pois esse precisava passar por mais processos e procedimentos 
de segurança do que o normal para que este gás fosse extraído e o óleo destilado e 
vendido. Na época não se sabia o que fazer com esse produto associado ao petróleo, 
mas esse cenário mudou no século XX. 
Mais ou menos na década de 80 do século XX, o gás natural apresentou o 
maior crescimento dentre todos os combustíveis fósseis, fato que se mantém até hoje. 
Grande parte desse crescimento se deve a versatilidade desse combustível e a sua baixa 
taxa de agressão ao meio ambiente quando comparado aos outros combustíveis da 
mesma família. 
Este gás pode ser usado desde em carros até em fogões de cozinha domésticos, 
emitindo menos poluentes que seu colega petróleo e derivados. 
 3 
1) História do Gás Natural 
O gás natural (GN) é conhecido pela humanidade desde os tempos da 
antiguidade. Em lugares onde o gás mineral era expelido naturalmente para a superfície, 
povos da antiguidade como persas, babilônicos e gregos construíram templos onde 
mantinham aceso o "fogo eterno". 
 
Figura 1 - Para os povos antigos o gás era usado para manter aceso o “fogo etreno”. 
Um dos primeiros registros históricos de uso econômico ou socialmente 
aproveitável do gás natural foi na China, no século XVIII. Os chineses utilizaram locais 
de escape de gás natural mineral para construir auto fornos destinados à cerâmica e 
metalurgia de forma ainda rudimentar. 
No final de 1930, os avanços da tecnologia já viabilizavam o transporte do gás 
para longos percursos. A primeira edição da norma americana para sistemas de 
transporte e distribuição de gás (ANSI/ASME B 31.8) data de 1935. 
O grande crescimento das construções pós-guerra durou até 1960 e foi 
responsável pela instalação de milhares de quilômetros de gasodutos. Desde então, o 
gás natural passou a ser utilizado em grande escala por vários países. 
 
1.1) O gás natural no Brasil 
A utilização do gás natural no Brasil começou modestamente por volta de 
1940, com as descobertas de óleo e gás na Bahia, atendendo a indústrias localizadas no 
Recôncavo Baiano. Com a descoberta da Bacia de Campos, as reservas provadas 
praticamente quadruplicaram no período 1980-95. O desenvolvimento da bacia 
proporcionou um aumento no uso da matéria-prima, elevando em 2,7% sua participação 
na matriz energética nacional. 
Com a entrada em operação do Gasoduto Brasil-Bolívia em 1999, com 
capacidade de transportar 30 milhões de metros cúbicos de gás por dia (equivalente à 
 4 
metade do atual consumo brasileiro), houve um aumento expressivo na oferta nacional 
de gás natural. Nos primeiros anos de operação do gasoduto, a elevada oferta do produto 
e os baixos preços praticados, favoreceram uma explosão no consumo tendo o gás 
superado a faixa de 10% de participação na matriz energética nacional. Nos últimos 
anos, com as descobertas nas bacias de Santos e do Espírito Santo, as reservas 
Brasileiras de gás natural tiveram um aumento significativo. Existe a perspectiva de que 
as novas reservas sejam ainda maiores e que a região "pré-sal" tenha reservas ainda 
maiores. 
 
Figura 2 – Gasoduto Brasol. 
Apesar disso, o baixo preço do produto e a dependência do gás importado, são 
apontados como inibidores de novos investimentos.. Para ampliar ainda mais a 
segurança energética do Brasil, a Petrobrás pretende, simultaneamente, ampliar a 
capacidade de importação de gás construindo novos terminais de GNL no sul e sudeste 
do país até 2012, e ampliar a produção nacional de gás natural nas reservas da Santos. 
 
 
2) Composição, Regulamentação e Especificações. 
 
Figura 3 – O gás natural é resultado de uma decomposição de matéria orgânica de milhões de 
anos. 
O Gás Natural, resultado da decomposição de materiais orgânicos que são 
acumulados em rochas durante milhares de anos, é uma mistura de hidrocarbonetos 
leves (composto químico formado por átomos de carbono e hidrogênio). O gás natural é 
 5 
um combustível fóssil, e é uma energia não-renovável. É encontrado no subsolo através 
de jazidas de petróleo, por acumulações em rochas porosas, isoladas do exterior por 
rochas impermeáveis, associadas ou não a depósitos petrolíferos. 
Pela lei número 9.478/97 (Lei do Petróleo), o gás natural "é a porção do 
petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais de 
reservatório, e que permanece no estado gasoso em CNTP (condições normais de 
temperatura e pressão)". 
Sendo o mais limpo dos combustíveis fósseis, o gás natural possui 
características que favorecem uma maior durabilidade aos equipamentos que o utilizam 
e reduzem os impactos ambientais. Outro diferencial do gás natural é a baixíssima 
emissão de dióxido de enxofre e de resíduos do processo de combustão presentes na 
fumaça. Versátil, o gás natural pode ser utilizado em aplicações domésticas, industriais 
e automotivas, substituindo a gasolina, o etanol, o óleo diesel nos veículos, e como 
fonte de geração de energia elétrica nas indústrias e residências. 
A composição do gás natural pode variar muito, dependendo de fatores 
relativos ao reservatório, processo de produção, condicionamento, processamento e 
transporte. Grande parte do gás natural (cerca de 70%) é formada pelo gás metano. 
Fazem também parte da composição do gás natural o propano, nitrogênio, oxigênio, 
etano e enxofre. Possui densidade menor que um, mais leve que o ar, e poder calorífico 
superior entre 8.000 e 12.000 kcal / m3, No Brasil a composição do gás para 
comercialização é determinada pela Portaria de Número 104 de 8 de julho de 2002 da 
Agência Nacional do Petróleo (ANP). 
Ao contrário do que ocorre com a maioria dos combustíveis fósseis, facilmente 
armazenáveis, a decisão de investimento em gás natural depende da negociação prévia 
de contratos de fornecimento de longo prazo, do produtor ao consumidor. Essas 
características técnico-econômicas configuram num modo de organização no qual o 
suprimento do serviço depende, previamente, da implantação de redes de transporte e de 
distribuição, bem como na implantação de um sistema de coordenação dos fluxos, 
visando o ajuste da oferta e da demanda, sem colocar em risco a confiabilidade do 
sistema. 
No Brasil, até 1997, predominou o modelo de monopólio estatal da Petrobras 
na produção e no transporte de gás natural, ficando as distribuidoras estaduais a cargo 
da distribuição e venda de gás aos consumidores residenciais e industriais. Após 1997, 
com a nova Lei do Petróleo, a Petrobras perdeu o monopólio sobre o setor e para se 
 6 
adequar à "lei do livre acesso", a Petrobrás foi obrigada a criar uma empresa para operar 
seus gasodutos, a Transpetro. 
No Brasil, o gás natural comercializado deve estar de acordo com as seguintes 
especificações: 
Poder Calorífico Superior 9,72 a 11,67 kWh/m³ 
Índice de Wobbe 46500 a 52.500 KJ/m³ 
Metano: mínimo 86,0 %Volume 
Etano: máximo 10,0 %Volume 
Propano: máximo 3,0 %Volume 
C4+: máximo 1,5 %Volume 
Oxigênio: máximo 0,5 %Volume 
Inertes (N2 + CO2): máximo 4,0 %Volume 
Nitrogênio Máximo 2,0%. 
Enxofre: total 70 mg/m³. 
H2S: Máximo 10 mg/m³ 
Ponto de orvalho máximo 45 °C (1 ATM) 
 
 
3) Exploração 
A cadeiaprodutiva do gás natural possuí seis etapas, onde: 
1ª. Exploração; 
2ª. Explotação – instalação da infra-estrutura necessária para a operação do 
poço; 
3ª. Produção – separação do petróleo do gás e transporte até a refinaria; 
4ª. Processamento – Retirada da parte pesada e compressão para transporte; 
5ª. Transporte e armazenamento – a última parte não é comum no Brasil, mas 
em paises frios para o abastecimento no inverno; 
6ª. Distribuição de gás – até o consumidor final. 
A exploração é a etapa inicial dentro da cadeia de gás natural, consistindo em 
duas fases. A primeira fase é a pesquisa onde, através de testes sísmicos, verifica-se a 
existência em bacias sedimentares de rochas reservatórias (estruturas propícias ao 
acúmulo de petróleo e gás natural). Caso o resultado das pesquisas seja positivo, inicia-
se a segunda fase, e é perfurado um poço pioneiro e poços de delimitação para 
 7 
comprovação da existência gás natural ou petróleo em nível comercial e mapeamento do 
reservatório, que será encaminhado para a produção. 
Os reservatórios de gás natural são constituídos de rochas porosas capazes de 
reter petróleo e gás. Em função do teor de petróleo bruto e de gás livre, classifica-se o 
gás, quanto ao seu estado de origem, em gás associado e gás não-associado. 
 
3.1) Classificações 
A matéria orgânica, que da origem aos combustíveis fósseis, quando em 
decomposição a condições ideais de temperatura e pressão e com milhões de anos pode 
formar em seus primeiros estágios o petróleo e em seus últimos estágios o gás. Por isso 
podemos encontrar dois tipos de jazidas: uma associada e outra não-associada ao 
petróleo. 
a) Gás associado: é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou 
sob a forma de capa de gás. Neste caso, a produção de gás é 
determinada basicamente pela produção de óleo. Boa parte do gás é 
utilizada pelo próprio sistema de produção, podendo ser usada em 
processos conhecidos como reinjeção e gás lift, com a finalidade de 
aumentar a recuperação de petróleo do reservatório, ou mesmo 
consumida para geração de energia para a própria unidade de produção, 
que normalmente fica em locais isolados. Ex: Campo de Urucu no 
Estado do Amazonas 
b) Gás não-associado: é aquele que, no reservatório, está livre ou em 
presença de quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se 
justifica comercialmente produzir o gás. Ex: Campo de San Alberto na 
Bolivia. 
c) Riqueza: Conjunto de componentes do gás natural mais pesado que o 
etano (Fração C3+). Se o teor de pesados for superior a 8,0%,o gás é 
considerado rico, se for menor que 6,0%,o gás é considerado pobre e se 
o teor estiver entre 6,0 e 8,0%, o gás é considerado de riqueza mediana. 
A riqueza é um parâmetro importante na seleção da via tecnológica a 
ser utilizada no processamento do gás. 
 
 
 
 8 
4) Reservas 
Em 2009, as reservas provadas mundiais de gás natural somaram 187,5 trilhões 
m³, registrando um crescimento de 1,2% em comparação com os valores do ano 
anterior. 
Entre 2008 e 2009, o Brasil registrou crescimento de 0,6% das reservas 
provadas de gás natural, chegando a 366 bilhões m³. O País está em 39º lugar na lista 
dos detentores de reservas provadas de gás natural. A Arábia Saudita, maior detentora 
de reservas de petróleo, foi o quinto país (atrás do Turcomenistão) no ranking de 
reservas provadas de gás natural, com 4,2% do total. 
 
Figura 4 – Reservas provadas de gás natural por país entre 2000 e 2009. 
Com base nos mapas do reservatório, é definida a curva de produção e a infra-
estrutura necessárias para a extração, como boa parte do gás é utilizada pela própria 
unidade de produção é verificada a viabilidade de se comercializar o excedente de gás, 
caso a comercialização do gás não seja viável, normalmente pelo elevado custo na 
implantação de infra-estrutura de transporte de gás, o excedente é queimado. 
 
Figura 5 - Reservas de gás natural por países. 
 9 
No tocante ao gás natural, as reservas provadas nacionais cresceram 0,6% em 
2009, o que representou 61% dos 600,3 bilhões m³ de reservas totais, que aumentaram 
1,9% em comparação a 2008. 
No período 2000-2009, as reservas provadas e as reservas totais apresentaram 
uma taxa média de crescimento de 5,8% ao ano. Similarmente ao petróleo, a maior parte 
(82,1%) das reservas provadas de gás natural do Brasil se encontrava, ao fim de 2009, 
em reservatórios marítimos. O Rio de Janeiro, estado com maior participação nestas 
reservas (166,2 bilhões m³ em reservatórios offshore), concentrou 45,3% do volume 
nacional, seguido do Amazonas, cujas jazidas terrestres (52,4 bilhões m³) 
corresponderam a 14,3% das reservas provadas nacionais. 
 
Figura 6 – Distribuição do percentual das reservas provada no país. 
 
 
5) Refino 
O gás natural pode produzir, depois de um processo adequado de refino, alguns 
derivados do petróleo e para tal este gás passa por um processo denominado GTL, gás-
to-líquid. 
 
Figura 7 – Esquema de uma unidade de refinação de gás natural. 
 10 
O refino é uma das atividades de downstream. Este termo concentra, 
essencialmente, as atividades de refino do petróleo, tratamento do gás natural, transporte 
e comercialização/distribuição de derivados. 
 
Figura 8 – Ao fundo uma parte de refinaria e a frente um reservatório de gás. 
Em 2009, o processamento de gás natural foi realizado por 30 unidades 
(UPGNs) que, juntas, somaram 64,3 milhões m³/dia de capacidade nominal. O volume 
total processado no ano foi de 14,2 bilhões m³ ou 38,8 milhões m³/dia. As UPGNs de 
Urucu I, II e III, no Amazonas, concentraram 9,7 milhões m³/dia ou 15,1% da 
capacidade nacional instalada e responderam por 3,7 bilhões m³ou 25,6% do volume 
total de gás natural processado no País em 2009. Como resultado do processamento de 
gás natural, as UPGNs nacionais produziram 1,8 milhão m³ de GLP; 467 mil m³ de 
C5
+
 (gasolina natural); e 12,9 bilhões m³ de gás seco. Destacaram-se ainda a produção 
de GLP, C5
+
e gás seco das unidades de Cabiúnas (UPGN, UPCGN, URGN e URLs), 
que responderam, respectivamente, por 17,1%, 36,6% e 28,7% da produção total. 
 
 
 11 
5.1) Condicionamento 
É o conjunto de processos físicos ou químicos aos quais o gás natural é 
submetido, de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as 
especificações legais do mercado, condições de transporte, segurança, e processamento 
posterior. 
 
5.2) Armazenamento 
O gás natural pode ser armazenado na forma líquida à pressão atmosférica. 
Para tanto os tanques devem ser dotados de bom isolamento térmico e mantidos à 
temperatura inferior ao ponto de condensação do gás natural. Neste caso, o gás natural é 
chamado de gás liquefeito do petróleo ou GLP. 
 
Figura 9 - Um reservatório de gás natural 
Com referência ao LGN, foram produzidos 28,7 milhões de barris, 9,2% a 
menos que em 2008. Apesar de ter registrado queda, em2009, o principal produtor foi o 
Estado do Rio de Janeiro, com 15,5 milhões de barris ou 53,9% da produção nacional. 
A segunda posição foi ocupada pelo Amazonas, com 6,8 milhões de barris ou 23,5% do 
total nacional. 
 
Figura 10 – Produção de GNL por estado entre 2000 e 2009. 
No período entre 2000 e 2009, a produção nacional de gás natural apresentou 
crescimento médio de 5,3% ao ano, atingindo 21,1bilhões m³ em 2009. Este volume foi 
 12 
2,1% inferior ao de 2008 e incluiu gás reinjetado, queimado, perdido e consumido nas 
áreas de produção, refino, processamento e movimentação de gás natural, bem como o 
volume condensado na forma de LGN. Os campos marítimos foram responsáveis por 
71,4% do gás natural produzido no País, com umvolume de 15,1 milhões m³. A 
produção offshore caiu 1,5%, enquanto a onshore apresentou decréscimo de 3,6%. 
O Estado do Rio de Janeiro foi o maior produtor, com 10,5 milhões m³, 
concentrando 49,7% do total nacional e 69,5% da produção marítima. O segundo maior 
foi o Amazonas, responsável por 3,8 milhões m³ ou 17,9% da produção nacional e 
62,5% do total onshore. 
A relação reservas/produção (R/P) de gás natural subiu de 16,6 anos em 2000 
para 17,3 anos em 2009. Em média, este índice cresceu a uma taxa de 0,5% ao ano no 
período. 
Em 2009, o Brasil alcançou a 29ª colocação no ranking mundial de produtores 
de gás natural. Para o cálculo da posição brasileira no ranking mundial de produtores, 
descontou-se da produção os volumes de queimas, perdas e reinjeção para tornar 
possível a comparação com os dados mundiais publicados pela BP. 
 
Figura 11 – Produção de gás natural em terra e no mar. 
Do volume total de gás natural produzido em 2009, 3,4 bilhões m³ ou 16,2% da 
produção total foram queimados e perdidos e 4,4 bilhões m³ ou 20,6% do total foram 
reinjetados. O volume de queimas e perdas de gás natural registrou acréscimo de 56,6% 
em 2009. De 2000 a 2009, foi constatado um acréscimo anual médio de 4,2% nas 
queimas e perdas de gás natural. Nos campos com gás associado ao petróleo, parte do 
gás natural produzido que não for reinjetado no poço (com vistas a aumentar a 
 13 
recuperação do petróleo) nem tiver mercado consumidor próximo acaba sendo 
queimado. 
 
 
6) Distribuição 
Ao produzir uma energia qualquer necessita-se de conduzi-la até o local de 
uso. Este transporte é o grande entrave as disseminação de uma energia produzida. 
Quando se trata de GNL, isso se torna mais difícil, pois é preciso de altos investimentos 
para a construção de dutos especiais, chamado de gasodutos, já que quando mais 
pulverizado mais próximo dos seus locais de uso esse produto se encontra. 
A distribuição é a ultima etapa, quando o gás chega ao consumidor, que pode 
ser residencial, comercial, industrial (como matéria-prima, combustível e redutor 
siderúrgico) ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar atendendo aos padrões 
rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não causar 
problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. 
Quando necessário, deverá estar odorizado para ser detectado facilmente em caso de 
vazamentos. 
 
Figura 12 – Botijão de gás. 
 
6.1) Transporte do Gás Natural 
O transporte de gás natural pode ser realizado na fase gasosa ou liquefeita 
a) Transporte na fase gasosa - O transporte é realizado a altas pressões e na 
temperatura ambiente. Para pequenas quantidades e distâncias o transporte do gás 
natural no estado gasoso comprimido pode ser realizado através de barcaças ou 
caminhões-feixe e armazenado em feixe tubulações comprimido a pressões de cerca de 
230 Kgf /cm 
2 
,o volume é da ordem de 5000 m 
3
 de gás natural por reboque, para o caso 
do transporte rodoviário. No caso de grandes volumes em regime de operação contínua 
 14 
nas mais variadas distâncias o transporte por gasodutos a pressões de até 120 Kgf/cm 
2 
se apresenta como meio de transporte econômico e confiável. 
b) Transporte na fase líquida - O gás natural para se tornar líquido é refrigerado 
e mantido à temperatura de -160 graus centígrados à pressão próxima da atmosférica, 
exigindo um complexo sistema de armazenamento e transporte específico para operar 
com o gás natural nessas condições. Pode-se dizer que, em média, 600 m
3
 de gás natural 
quando liquefeito ocupam l m
3
 razão pela qual esta é a forma mais conveniente para ser 
transportado em navios ou barcaças e armazenado no terminal. 
6.1.1) Transporte Terrestre 
a) Caminhão tanque - O gás é pressurizado para a diminuição do volume, 
sendo assim transportado em maiores quantidades. Pode ser transportados a granel 
através de caminhão com tanque especiais com capacidade 65mil litros de GNL. Esses 
tanques de gás natural liquefeito feito para o transporte por carreta são normalmente de 
dupla parede com isolamento ao vazio similar a uma garrafa térmica. O gás pode ser 
estocado nos tanques criogênicos de transporte por até três dias sem perdas por 
vaporização. O tanque interior e a interconexão das tubulações são feitas de aço 
inoxidável isolados com baixa absorção de calor. Os tanques são feitos para suportar a 
maioria dos acidentes que podem ocorrer durante o transporte. 
 
Figura 13 – Caminhões tanque. 
b) Trem cargueiro - Os trens serão compostos de uma ou mais locomotivas e de 
vagões especiais projetados para armazenamento de GNL. O volume máximo de cada 
vagão pode chegar a 120.000 L de GNL, equivalente a 72.000.000m
3
 GN. 
 
Figura 14 – Transporte ferroviário: trem cargueiro. 
 15 
6.1.2) Transporte Marítimo 
a) Navio gás - Vários são os tipos de navios metaneiros, mas atualmente os 
navios com tanques esféricos são os que merecem a preferência dos transportadores. As 
esferas são feitas de aço liga com 9% de níquel, com capacidade para armazenar mais 
de 25.000 metros cúbicos de GNL que representam 11.125 toneladas. Os tanques são 
protegidos contra colisões frontais, pois o navio tem proa prolongada e o seu casco é 
construído com chapas duplas e oferece proteção lateral. As manobras são feitas com 
habilidade e em baixa velocidade, e é facilitada pelo bulbo de proa. Dentro dos tanques 
de estocagem existem sensores de pressão, de temperatura e marcadores de nível de 
líquido. O isolamento térmico é feito com lã de rocha ou de vidro, envolvido por uma 
camada de fiber-glass é o conjunto de processos físicos ou químicos aos quais o gás 
natural é submetido, de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para 
atender as especificações legais do mercado, condições de transporte, segurança, e 
processamento posterior. 
 
Figura 15 – Navio de transporte de gás. 
 
6.1.3) Gasoduto 
Gasoduto é uma tubulação utilizada para transportar o gás 
natural na forma gasosa sendo do tipo “ponto a ponto”. A operação é 
simples e segura, envolvendo um pequeno número de conexões. Pode-
se fazer filtração em pontos estratégicos para a melhor obtenção do 
produto. A Bolívia é um dos grandes produtores de gás natural 
mundial, esse gás é transportado para o Brasil através do Gasoduto 
Bolívia - Brasil (Gasbol). 
Um gasoduto é comporto por tubulações, estações de compressão, regulador de 
pressão com medidor de vazão, válvula de bloqueio, estação de supervisão e controle, 
 16 
proteção catódica que evita ou diminui a corrosão dos tubos pelos agentes oxidantes 
com o passar do tempo e revestimento interno e externo. 
 
Figura 16 – Gasoduto. 
As principais características físicas do gasoduto são: diâmetro interno, 
espessura da parede do duto, comprimento ou extensão. Ao longo da extensão são 
instaladas válvulas de bloqueio automáticas, com espaçamento determinado pelas 
normas (por exemplo: uma válvula de bloqueio a cada 15 km, aproximadamente) com a 
finalidade de bloquear o gasoduto em caso de rompimento ou até mesmo manutenção, 
na travessia de rios, lagos e pântanos, também são instaladas válvulas de bloqueio. 
 
Figura 17 – Gasoduto no mar. 
Normalmente, o custo de investimentos nas tubulações representa 90% do 
total. As principais variáveis dos gasodutos são: diâmetro, pressão de operação, 
distância e terreno. Outros fatores como o clima, os custos de mão de obra, a densidade 
populacional e os direitos de passagem podem afetar os custos de construção 
significativamente. 
 17 
O Banco Mundial publica uma regra à que chama Rule-of-Thumb na que 
oferece uma estimativa inicial queassocia só duas variáveis: o diâmetro e o 
comprimento. Segundo essa regra o custo se situa entre 15 e 30 dólares por cada 
polegada de diâmetro e por cada metro de comprimento. 
 
Figura 18 - Gasodutos na América Latina. 
7) Comercialização 
Principais empresas globais resposáveis pela comercialização de gás natural: 
1) Gazprom (Rússia): 179,7 bilhões de euros. 
2) EDF (França): 135,2 bilhões de euros. 
3) EON (Alemanha): 85 bilhões de euros. 
4) Suez GDF (França): aproximadamente 71 bilhões, contando o pólo 
ambiental, calculado pelos analistas em 20 bilhões de euros. 
5) Iberdrola (Espanha): 51,3 bilhões (após a compra da Scottish Power). 
6) Enel (Itália): 47,1 bilhões (prestes a comprar Endesa com Acciona). 
7) RWE (Alemanha): 46,0 bilhões de euros. 
8) Endesa (Espanha): 42,2 bilhões de euros. 
9) BG Group (antiga British Gas): 39,5 bilhões. 
10) Exelon (EUA): 34,6 bilhões de euros. 
 
 
 
 18 
8) Aspectos Econômicos da produção, transporte e comercialização de Gás. 
 
Figura 19 – Esquema de repasse de custos na produção do gás natural. 
a) Comércio Internacional - O setor de Gás é uma área que exige uma 
quantidade alta de capital, pois os investimentos relativos à exploração, produção, 
transporte e distribuição são bastante onerosos. Os riscos também são um fator 
determinante no sucesso da atuação das empresas deste setor, estes riscos se fazem 
presentes desde o processo de exploração até o processo de venda do produto final, 
visto que o valor de mercado do petróleo sofre variações constantes. As empresas de 
maior influência no setor atuam em conjunto com a finalidade de dominar a oferta 
formando assim um oligopólio para garantir a viabilidade do setor. O fato de o Oriente 
Médio ser o principal exportador de petróleo, GLP (gás liquefeito de petróleo) e demais 
derivados, torna o produto extremamente sensível às condições políticas historicamente 
observadas na região como guerras, embargos, restrições de produção entre outros. Uma 
grave crise nesta região faria os preços internacionais atingirem níveis altos, 
considerando que metade das transações mundiais de GLP são feitas por países do 
Oriente Médio. 
b) Análise de viabilidade de investimento durante o processo de exploração - 
Na etapa da exploração de gás a necessidade de grandes investimentos tanto no 
processo de localização de reservatórios, quanto no processo de perfuração causa 
elevados riscos às empresas. 
A partir do momento em que se descobre um poço ou reserva de gás é 
necessário determinar se é economicamente viável aplicar investimentos em sua 
exploração. O primeiro fator a ser considerado na análise é o reservatório seja ele 
associado ou não-associado. É necessário obter evidências de que a região a ser 
explorada se trata de uma Reserva Provada. Reserva Provada é como se denomina um 
 19 
reservatório de petróleo e gás natural encontrado por meio de dados geológicos e de 
engenharia. A análise de viabilidade nesta etapa é feita estimando a capacidade da 
reserva, considerando se esta possui alta probabilidade de fornecer retorno aos diversos 
investimentos que deverão ser aplicados no processo de exploração, produção, 
distribuição e demais processos. Obviamente também é feita a análise da situação 
econômica do setor. 
c) Análise Econômica do Transporte de Gás Natural - Para realizar a 
movimentação do gás natural exige-se uma quantidade volumosa de investimentos. 
Caso o gás seja transportado por gasodutos não existem custos e riscos relativos a 
colisões, derrame ou qualquer risco relativo a veículos, Além de não existirem custos de 
combustível. Caso seja utilizado o transporte por Gás Natural Líquido (GNL) existem 
custos de desenvolvimento de terminais de liquefação e regaseificação de GNL e a 
instalação de redes de transporte de gasodutos. 
Como parte do modal envolve transporte marítimo isso envolve mais custos 
relativos aos navios. Porém o transporte através de GNL representa uma maior 
flexibilidade quanto à escolha do destino de venda do produto o que não se faz presente 
no uso de gasodutos os quais possuem um único destino fixo. A utilização de gasodutos 
gera um custo fixo irrecuperável, pois após a construção dos dutos não é possível 
realizar modificações na estrutura deste modal. Existe também um monopólio que é 
concedido às empresas que constroem os gasodutos, de tal forma que cada região possui 
uma única empresa responsável por fornecer o produto, fator responsável por eliminar a 
concorrência. 
Existem diversas tecnologias de transporte de gás natural, entre as mais 
conhecidas estão: Gás Natural Liquefeito, Gasoduto, Gás Natural Comprimido, Hidrato 
de Gás Comprimido, “Gas to liquid” (GTL) e “Gas to wire” (GTW). 
 Segue abaixo uma tabela comparativa entre os custos de capital (infra-
estrutura), operação e embarcação. 
 Custo de Capital Custo de Operação 
Custos de 
Embarcação 
Gás Natural 
Liquefeito 
$600/toneladas 
por dia 
$0,50/Milhões de 
BTU 
$0,20/Milhões de 
BTU 
Gasoduto $500000/Km 
$0,90/Milhões de 
BTU 
Zero 
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Gás Natural 
Comprimido 
$60 Milhões 
$0,07/pés cúbicos 
padrão por ano 
$21 milhões/ano 
Hidrato de Gás 
natural Comprimido 
50% do GTL 
$0,37/Milhões de 
BTU 
$0,15/Milhões de 
BTU 
GTL $400000/BPD $10,0/Barril $1,35/Barril 
GTW $1,9/Watts 5% do custo capital Zero 
Tabela 1 – Custo da logística da industria petroquímica. 
No Brasil a mercado de gás natural ainda não é muito desenvolvido, assim 
como sua rede de transportes que ainda é rudimentar. Uma das principais vias de oferta 
de gás natural para o Brasil é o gasoduto Bolívia-Brasil, que com uma extensão de 3150 
km e capacidade de transporte de 30 MM m
3
/dia, com possibilidade de ampliação para 
50 MM m
3
/dia, via concurso aberto. Com investimento superior a US$ 2 bilhões, o 
projeto do Gasbol envolveu diversas empresas e deu origem a duas transportadoras, 
uma em cada país, a TBG (Transportadora Brasileira de Gás) e a GTB (Gas 
TransBoliviano). 
Analisando as participações na tabela 2, percebe-se que a Petrobras possui uma 
participação acionária muito superior às demais, o que pode lhe dar vantagens quanto à 
tomada de decisões sobre o gasoduto, exercendo forte influência no desenvolvimento e 
nas decisões relativas ao projeto, inclusive ampliações. 
 
Tabela 2 – Porcentagem de ações de empresas nas transportadoras Brasileira de Gáse na Gas 
TransBoliviano. 
A cooperação entre Argentina, Bolívia e Brasil favorecerá bastante ao 
desenvolvimento de uma rede de gasodutos que interliguem os mercados e as reservas 
de gás natural. Além do projeto do Gasoduto Bolívia-Brasil outros três projetos estão 
em construção ou em fase de estudo de viabilidade e tem como objetivo atingir a 
demanda do Brasil: 
 21 
d) Análise econômica da Produção de Gás natural - A produção de Gás natural 
na América Latina está sofrendo um crescimento considerável atualmente, crescimento 
este que ocorre devido aos grandes investimentos feitos por empresas estrangeiras e à 
licitação de novas áreas exploratórias. 
A Argentina atualmente possui a maior produção de gás da América Latina, 
porém a Bolívia é o país que possui maior potencial nesta área. O Brasil está também 
em expansão. Com uma produção anual de 12,8 bilhões de m
3
 no ano 2000 (que cabe 
em sua totalidade a Petrobras) foi o recorde histórico. Deste total, 67% são produzidos 
em plataformas offshore, enquanto que 33% cabem à produção em terra. Estima-se o 
crescimento desta produção visto que a legislação incentiva o fim da queima de gás 
natural nas plataformas de exploração, porém como não só a produçãobrasileira sofrerá 
um crescimento é previsto que após a construção da malha de gasodutos torne-se viável 
a importação de gás da Argentina e Bolívia. 
e) Mercado do Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) - Existe uma tendência de 
o GLP se desenvolver para os centros de consumo devido ao fato de este ser um 
possível substituto como combustível, consequentemente o GLP possuirá um amplo 
mercado em grandes consumidores industriais. Este fator causa um efeito de isolamento 
nos consumidores que se situam distantes dos grandes centros de consumo, pois os 
custos de transporte para regiões distantes dos centros de industriais e de consumo em 
geral se tornariam muito onerosos. 
 
A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997) estabeleceu as participações 
governamentais a serem pagas pelos concessionários das atividades de exploração e 
produção de petróleo ou gás natural: o bônus de assinatura, os royalties, a participação 
especial e o pagamento pela ocupação ou retenção de área. Destas quatro participações 
governamentais, somente os royalties já existiam antes da Lei do Petróleo, mas em 
percentual inferior. 
 22 
 
Em 2009, como resultado das atividades de produção de petróleo e de gás 
natural, foram arrecadados aproximadamente R$ 8bilhões em royalties, valor 27% 
inferior ao de 2008. Deste montante, 29,9% destinaram-se aos estados produtores ou 
confrontantes; 33,8% aos municípios produtores ou confrontantes; 12,3% ao Ministério 
de Ciência e Tecnologia (MCT); 15,8% ao Comando da Marinha; e 28,1% ao Fundo 
Especial dos Estados e Municípios. Ao Estado do Rio de Janeiro, maior produtor 
nacional de petróleo e de gás natural, juntamente com seus municípios, destinaram-se 
44,9% do total arrecadado no País a título de royalties, cabendo à esfera estadual 21,4% 
desse percentual. 
 
Figura 20 – Distribuição dos royalties do petróleo e gás. 
A Lei nº 9.478/1997, em seu Art. 8º, alínea X, determina à ANP a obrigação de 
estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração, produção, 
transporte, refino e processamento. 
A lei estabeleceu ainda que, no mínimo, 50% do valor dos investimentos 
devem ser aplicados em instituições de pesquisa e desenvolvimento – P&D – 
 23 
credenciadas pela ANP para esse fim, podendo os demais recursos serem aplicados em 
despesas qualificadas como P&D executadas em instalações próprias dos 
concessionários e de empresas afiliadas. Nos termos do que dispõe o contrato de 
concessão até 2009, foram enquadrados nessa obrigatoriedade os concessionários 
Petrobras, Shell, Repsol, Manati, Brasoil Manati e Rio das Contas. 
Desde 1999, foram investidos R$ 184,3 milhões, concedidas 5.088 bolsas de 
estudo e formados mais de 2.700 profissionais. No ano de 2009, os recursos foram de 
R$ 20 milhões e 520 bolsas, sendo 287 de graduação, 128 de mestrado e 105 de 
doutorado. 
 
 
9) Utilização 
Em terra ou no mar, o GLP contribui para a melhoria da qualidade de vida das 
pessoas. Na vida ao ar livre, em casa, no campo, nas indústrias e até em atividades 
esportivas, o GLP está presente para fornecer a sua energia. 
O gás natural é empregado diretamente como combustível, tanto em indústrias, 
casas e automóveis. É considerado uma fonte de energia mais limpa que os derivados do 
petróleo e carvão. Alguns dos gases de sua composição são eliminados porque não 
possuem capacidade energética (nitrogênio ou CO2) ou porque podem deixar resíduos 
nos condutores devido ao seu alto peso molecular em comparação ao metano (butano e 
mais pesados). 
O GNV (Gás Natural Veicular) tem sido muito utilizado como combustível 
para veículos. Além de ser mais barato do que o álcool e a gasolina, o GNV gera um 
baixo índice de poluentes atmosféricos em comparação aos combustíveis fósseis. 
Portanto é considerado uma fonte de energia limpa. É utilizada em indústrias para a 
produção de metanol, amônia e uréia. 
As desvantagens do gás natural em relação ao butano são: mais difícil de ser 
transportado, devido ao fato de ocupar maior volume, mesmo pressurizado, também é 
mais difícil de ser liquificado, requerendo temperaturas da ordem de -160 C. Algumas 
jazidas de gás natural podem conter mercúrio associado. Trata-se de um metal altamente 
tóxico e deve ser removido no tratamento do gás natural. O mercúrio é proveniente de 
grandes profundidades no interior da terra e ascende junto com os hidrocarbonetos, 
formando complexos organo-metálicos. 
 24 
 
Figura 21 - Posto com GNV, gás natural veicular. 
 
 
10) Logística do gás natural 
A logística do Gás natural é bem similar a do petróleo, mas se diferencia pois 
nesse processo o gás pode ser transportado de duas maneiras diferente o que influinciam 
na etapa de distribuição desse produto. As duas figuras abaixo, 22 e 23, representam os 
dois processos diferentes a serem feitos. 
 
Figura 22 – Logística do gás sendo transportado na forma de gás. 
O processo de produção do gás para o seu uso começa com a exploração de 
uma jazida, primeiro se faz um estudo dos dados sísmicos coletados e se a probabilidade 
encontrada for alta então se faz uma perfuração para colher uma amostra de calha, se for 
confirmada o poço e sua viabilidade econômica for aprovada avançamos para a segunda 
parte: a produção. 
Na produção o gás é retirado do poço para a superfície e armazenado para o 
envio para a refinaria. Essa extração pode ocorrer em terra, onshore, ou no mar, 
offshore, em plataformas. 
 25 
O passo seguinte ocorre na refinaria onde o gás é processado e enviado a parte 
seguinte, o transporte. Este transporte pode ser por vários modos, como gasodutos de 
alta pressão, onde o gás flui no estado gasoso. 
Ao chegar perto do pólo de uso o gás sofre uma redução na sua pressão e é 
encaminhado para a distribuição em indústrias, centrais elétricas ou residências. 
 
Figura 23 – Logística do gás, passando pela liquefação. 
Nesse outro modo de produção o gás ao sair da refinaria, onde foi processado 
para retirar os seus componentes mais pesados, passa por uma central de liquefação 
onde o gás se tornará liquido e em seguida transportado em navio metaneiros. 
Após o transporte o gás é regaseificado, para ser transportado, se necessário, 
para o seu destino de comercialização. 
 26 
BIBLIOGRAFIA 
1) Arquivos da Petrobrás 
2) BP (British Petroleum) 
3) Livro - Gás Natural e a Matriz Energética Nacional, O - Sidney Grippi 
4) RODRIGO VALLE REAL, “ESTRATÉGIAS DAS EMPRESAS DE 
GÁS NATURAL NO CONE SUL” 
5) Juliana Souza Baioco, Clarissa Andrade Santarem, Rosemarie Bröker 
Bone, José Martins Ferreira Filho,“CUSTOS E BENEFÍCIOS ECONÔMICOS DE 
TECNOLOGIAS DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL NO BRASIL” 
6) Alexandre Barreira de Morais, “PERSPECTIVAS DE INSERÇÃO DO 
GLP NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA”. 
7) 
8) Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e 
Biocombustíveis /Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. -Rio 
de Janeiro: ANP, 2010. 
 
 
 27 
ANEXOS 
I - O quadro mostra a produção por estado do Brasil e por região do exterior 
em outubro de 2010. 
ESTADO E 
REGIÃO 
PETRÓLEO barris/dia 
GÁS NATURAL mil 
metros cúbicos/dia 
PETRÓLEOE 
GÁS (boed) 
 TERRA MAR TOTAL TERRA MAR TOTAL TOTAL BOED 
Rio de Janeiro --- 1.518.536 1.518.536 --- 22.588 22.588 1.660.608 
Espírito Santo 13.461 170.896 184.357 84 9.575 9.659 245.110 
Amazonas 39.754 --- 39.754 8.953 --- 8.953 96.065 
Bahia 49.689 429 50.118 2.753 2.586 5.340 83.703 
R.G.Norte 52.643 10.015 62.659 709 704 1.413 71.549 
Sergipe 36.867 8.216 45.083 265 3.037 3.303 65.856 
São Paulo --- 19.982 19.982 --- 1.720 1.720 30.799 
Alagoas 6.101 240 6.342 1.292 294 1.585 16.314Ceará 1.880 6.629 8.509 2 128 129 9.322 
Paraná (xisto) 3.545 --- 3.545 130 --- 130 4.366 
Total Brasil 203.940 1.734.944 1.938.884 14.188 40.632 54.820 2.283.689 
África --- 64.477 64.477 --- --- --- 64.477 
América do 
Norte 
--- 1.351 1.351 --- 271 271 2.944 
América do 
Sul* 
(consolidada) 
82.069 --- 82.069 15.722 --- 15.722 174.603 
América do 
Sul** (não 
consolidada) 
7.875 --- 7.875 117 --- 117 8.561 
Total exterior 89.944 65.828 155.772 15.839 271 16.110 250.584 
Total 
Petrobras 
293.884 1.800.772 2.094.656 30.027 40.903 70.930 2.534.274 
Observações: 
* Produção Consolidada refere-se à produção proveniente das empresas controladas pela 
Petrobras 
** Produção Não-Consolidada refere-se à produção proveniente de empresas onde a Petrobras 
detém participação, mas não o controle. 
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II - As figuras a seguir são referentes a construção de gasodutos. 
 
 
 
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