De acordo com pt.wedoany.com-Na Bacia do Permiano, no Texas e sudeste do Novo México, a rápida construção de usinas de processamento de gás natural e infraestrutura relacionada a NGL continua acelerando, sem desaceleração devido à estabilidade da produção de petróleo bruto. Os novos projetos incluem instalações de processamento, dutos de NGL novos e ampliados, novas unidades de fracionamento em Mont Belvieu (e perto de Corpus Christi), além de novas capacidades de exportação de etano e GLP.
Devido à guerra no Irã, os preços do petróleo bruto subiram por três meses, mas os produtores do Permiano não aumentaram as atividades de perfuração e completação. De acordo com o relatório semanal de petróleo bruto do Permiano, o número de sondas na região quase não mudou em comparação com o final do ano passado (247 no final do ano passado, 246 em meados de maio), e a produção de petróleo da bacia também se manteve estável em 6,6 milhões de barris/dia. Com o WTI acima de US$ 90/barril por um longo período, essa disciplina gerou preocupação: se a produção de petróleo bruto do Permiano não aumentar nesse ambiente de preços, a produção de petróleo na região atingiu o pico? Se sim, qual o impacto disso na produção de gás associado e NGL da bacia?
A análise aponta que, mesmo que a produção de petróleo bruto do Permiano se mantenha estável — ou até caia centenas de milhares de barris por dia — a produção de gás associado e NGL da bacia ainda crescerá rapidamente. A mistura de petróleo bruto, gás natural e NGL extraída dos poços do Permiano tem evoluído continuamente ao longo dos anos, com tendência geral de (1) mais gás por barril de petróleo (ou seja, maior razão gás-óleo, GOR) e (2) mais NGL por mil pés cúbicos de gás (ou seja, maior galões por mil pés cúbicos, GPM).
A transição do Permiano para maior GOR e maior teor de NGL na produção é significativa. Estima-se que o GOR de toda a bacia tenha subido de 3,4:1 em 2014 para 4,4:1 em 2025, um aumento de quase 30%; o GPM do Permiano subiu de cerca de 4,5 para 5,2. Com base nas localizações de perfuração dos produtores e na produção de novos poços, o aumento do GOR e do GPM tem se acelerado.
Isso significa que, mesmo em um cenário de produção de petróleo estável, a produção de gás associado e NGL do Permiano continuará a crescer até a década de 2030. O cenário mediano da RBN para a bacia prevê que a produção de petróleo bruto aumente gradualmente na década de 2030, a produção de gás seco atinja 28 bilhões de pés cúbicos/dia em 2030 e a produção de NGL suba para 4,8 milhões de barris/dia. A mesma análise projeta que, até 2035, a produção de gás seco do Permiano suba para 32 bilhões de pés cúbicos/dia e a produção de NGL ultrapasse 5,5 milhões de barris/dia, representando cerca de 50% do total de NGL dos EUA.
Entre os projetos existentes, empresas como Targa Resources e Enterprise Products Partners estão avançando com iniciativas específicas. A Targa possui ativos completos, desde dutos de coleta de gás natural e usinas de processamento no Permiano, até dutos de exportação de NGL para Mont Belvieu, unidades de fracionamento e instalações de armazenamento, além de instalações de exportação de NGL. A Targa tem capacidade de processamento de gás natural de 8,7 bilhões de pés cúbicos/dia no Permiano, distribuída aproximadamente igualmente entre a Bacia de Midland (4,4 bilhões de pés cúbicos/dia) e a Bacia de Delaware (4,3 bilhões de pés cúbicos/dia). (18 de suas 21 usinas em Midland são de propriedade de uma joint venture da Targa com a ExxonMobil, na qual a Targa detém 72,8% de participação.)
Na teleconferência de resultados do primeiro trimestre de 2026, em 7 de maio, a Targa informou que recentemente iniciou as operações da instalação Falcon II na Bacia de Delaware (275 milhões de pés cúbicos/dia, iniciada em fevereiro) e da usina East Pembrook na Bacia de Midland (275 milhões de pés cúbicos/dia, iniciada no final de março). Outras quatro usinas, cada uma com capacidade de 275 milhões de pés cúbicos/dia, estão programadas para entrar em operação até o final de 2027, incluindo a usina East Driver na Bacia de Midland (terceiro trimestre de 2026) e as usinas Copperhead (primeiro trimestre de 2027), Yeti (terceiro trimestre de 2027) e Yeti II (quarto trimestre de 2027) na Bacia de Delaware. A empresa de midstream também anunciou na teleconferência duas usinas adicionais em Delaware: a instalação Roadrunner II, com capacidade de 265 milhões de pés cúbicos/dia, e a usina Copperhead II, com capacidade de 275 milhões de pés cúbicos/dia, ambas programadas para iniciar operações no primeiro trimestre de 2028.
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