A Reinjeção de Gás Natural no Pré-Sal: Trazendo Realidades à Superfície

Decisões de gestão da produção têm fundamento técnico-econômico, sendo a reinjeção uma das ferramentas mais relevantes para agregar valor aos projetos de E&P de petróleo e gás natural.

A desinformação sobre a reinjeção de gás natural leva a afirmações como:

  • O Brasil reinjeta e queima muito gás natural, que poderia ser aproveitado.
  • Deveríamos restringir a reinjeção para ampliar a oferta, derrubando automaticamente os preços do gás no mercado.
  • A reinjeção do gás natural é um desperdício de recursos, reduzindo royalties e impactando o desenvolvimento do país.
  • A falta de infraestrutura é o que provoca a reinjeção do gás natural.

Introdução

A reinjeção de gás natural em campos produtores tem sido muitas vezes tratada de forma descomprometida e sem a necessária base de conhecimento, que envolve elementos nas áreas de geologia, engenharia de reservatório, dinâmica de fluidos, simulação computacional, economia, etc.

Assim como em todo processo produtivo, existem boas práticas ao se decidir pela reinjeção do gás natural em reservatórios, constituindo um uso que pode gerar valor significativo para o projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo. Em geral, esta decisão é tomada antes do início dos investimentos, já que na concepção do projeto é selecionada a alternativa que apresenta o melhor retorno.

Ao trazermos essa prática ao contexto do Pré-sal, características bastante particulares entram no debate. Sejam aquelas relacionadas diretamente à qualidade dos hidrocarbonetos e às condições de produção que os reservatórios do Pré-sal apresentam, sejam aquelas relacionadas ao destino final de seus recursos e da expectativa quanto aos seus benefícios.

Este artigo tem como objetivo esclarecer o que é a prática da reinjeção de gás natural em reservatórios e as razões para sua utilização.

A prática da reinjeção de gás natural em reservatórios

Como o nome já deixa claro, a (re)injeção do gás natural refere-se ao retorno deste ao reservatório, após sua produção em associação com o óleo. Do ponto de vista técnico, destacam-se abaixo as motivações para reinjetar o gás natural.

A primeira e mais importante está associada ao aumento do volume de óleo a ser recuperado do reservatório, sendo um dos métodos de recuperação secundária e avançada utilizado pela indústria petrolífera[1]. Trata-se de mecanismos de manutenção de pressão e movimentação de fluidos no reservatório que otimizam a performance econômica do campo de petróleo. Em muitos casos o processo de reinjeção é decisivo para a viabilidade de campo, ou seja, sem a previsão de recuperação secundária não haveria seu desenvolvimento.

Um segundo motivo, especialmente relevante nos campos do Pré-sal brasileiro, está associado à qualidade do gás natural produzido. Existem limitações tecnológicas quanto à separação de contaminantes das correntes de gás natural (como o CO2) offshore, obrigando o produtor a reinjetar parcela importante do gás natural produzido.

Além disso, a reinjeção de gás permite a produção em cenários em que não há mercado com a escala e a previsibilidade para o consumo de gás natural. Trata-se de uma circunstância que visa a manutenção da geração de benefícios a partir da produção de petróleo. A reinjeção, neste caso, atua como fonte de flexibilidade para a modulação da produção de gás natural.

A decisão de investimento

No momento seguinte à descoberta de um campo de petróleo inicia-se um processo de avaliação sobre a sua viabilidade comercial. Através de estudos, as companhias avaliam as características dos reservatórios e as alternativas de desenvolvimento do campo de petróleo.

A decisão de desenvolvimento é tomada depois de uma longa avaliação técnico-econômica (12 a 18 meses) na busca da solução ótima em termos de geração de valor. Isto inclui definições sobre número de poços, sistema de coleta, instalações de processamento, exportação de fluidos, custo de infraestruturas associadas, volume a ser recuperado e identificação de mercados para o óleo e o gás natural.

A reinjeção do gás natural faz parte desse processo de avaliação na medida que permite aumentar o fator de recuperação dos hidrocarbonetos no reservatório com impactos significativos na geração de valor. A reinjeção do gás natural, diferentemente da queima, não desperdiça recursos, sendo possível viabilizar sua produção futura através da extensão do horizonte do projeto.

É parte do processo a permanente busca pela otimização da geração de valor. Com isto alinham-se os objetivos de companhias produtoras, da União, dos estados e municípios. A carga fiscal que se aplica sobre o resultado econômico da atividade de produção nos contratos de partilha do Pré-sal pode ser superior a 70%. Quanto maior o resultado para as companhias, maior também será o valor da participação governamental. O processo é virtuoso, além de garantir a otimização do aproveitamento econômico dos recursos naturais.

Com sua capacidade técnica, esforço financeiro (investimentos) e gerenciamento de riscos, os produtores são os maiores interessados em viabilizar os projetos de desenvolvimento da produção que privilegiem a alocação ótima de recursos e máximo benefício para todas as partes, como será demonstrado a seguir. Qualquer interferência na busca da solução ótima dessa equação econômica pode afetar sobremaneira a competitividade do setor de E&P no país, reduzindo a atratividade e afastando investimentos.

As características do gás natural do Pré-sal

As áreas do Pré-sal brasileiras estão entre as mais prolíficas do mundo. Com reservatórios gigantes de alta produtividade, o Pré-sal ampliou consideravelmente o nível de reservas e a produção presente (e futura) de petróleo e gás natural do país. Nessa província observa-se a predominância de reservatórios de petróleo com gás natural associado (produzido ao mesmo tempo que o óleo).

Não obstante, o aproveitamento comercial do gás natural do Pré-Sal traz desafios, pois em várias situações o gás natural possui altos teores de contaminantes e a localização dos campos é marcada pelas grandes distâncias entre o local de produção offshore e a costa brasileira.

O gás natural do Pré-sal apresenta teores de CO2 que em alguns casos são superiores a 40%, o que torna impraticável sua movimentação por dutos. A separação e tratamento desse contaminante é um desafio relevante, dado que a tecnologia existente ainda apresenta limitações quanto à eficiência da sua separação e do espaço ocupado pelas instalações de tratamento na plataforma, podendo tornar-se um limitador da capacidade de processamento de petróleo.

Com as tecnologias disponíveis, quanto maior o percentual de CO2, menor o volume remanescente de gás natural após o tratamento. Por exemplo, para correntes com 20% de CO2, cerca de 44% do gás natural produzido passa a ficar indisponível para a exportação por gasodutos (PINTO et al., 2014), com impacto decisivo no seu custo de produção (EPE, 2019).

O gráfico abaixo apresenta a previsão da EPE quanto ao percentual da produção futura de gás natural do Pré-sal por nível de contaminação por CO2. Os campos cujos percentuais de contaminantes são elevados, terão maior dificuldade no tratamento do CO2, necessitando níveis de reinjeção superiores do gás produzido. Vê-se que em uma parcela importante dos campos que ainda não tem decisão de investimento (FID) há um conteúdo maior de CO2, aumentando a perspectiva de reinjeção pelas limitações tecnológicas apresentadas.

 

Gráfico 1 – Previsão da produção bruta de gás natural do Pré-sal por faixa de teor de CO2

Fonte: EPE (2019)

 

Outra questão é a localização. Os campos do Pré-sal estão situados a distâncias superiores a 200-300 km da costa, exigindo, de acordo com a EPE (2019c) projetos multibilionários (R$ ~8 bilhões) para o escoamento e unidades de processamento. Tais projetos só serão viáveis caso sejam identificadas demandas-âncora de gás natural com a necessária escala e previsibilidade de consumo. De nada serviria a infraestrutura, sem a demanda estabelecida.

A infraestrutura existente

Muito se discute sobre a necessidade de expansão de infraestruturas para que se adequem às potencialidades da produção do Pré-sal. A boa notícia é que a infraestrutura existente pode atender o aumento de produção até 2027. Com a entrada em operação do Rota 3, prevista para o final de 2021, novos volumes de gás natural do Pré-sal serão disponibilizados ao mercado.

Gráfico 2 – Previsão de oferta doméstica de gás natural no horizonte 2040

Fonte: IBP

 

No entanto, após 2027 a identificação de demandas-âncora será fundamental para a viabilização de novas rotas. O Gráfico 2 apresenta a expectativa de oferta doméstica de gás natural nacional em dois cenários distintos.

O recente anúncio da assinatura de contratos para compartilhamento das infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural, pela Petrobras, Petrogal Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Shell Brasil, permite o melhor aproveitamento e a expansão do sistema existente. A ideia é que, no futuro, outras empresas participem e tenham acesso a esses sistemas integrados, atendendo às necessidades dos novos campos produtores. O Gráfico 3 apresenta o uso das capacidades das rotas de escoamento existentes e da Rota 3 ao longo do tempo. Com o declínio da produção de alguns campos, surgem ociosidades nesta malha que poderão ser preenchidas, otimizando o uso da infraestrutura existente.

 

Gráfico 3 – Utilização da capacidade das rotas de escoamento e previsão de produção

Fonte: IBP

 

Os efeitos da reinjeção do gás natural no Pré-sal

O aumento do fator de recuperação dos reservatórios de petróleo é um fator decisivo nos estudos econômicos para os projetos de produção de óleo e gás natural. Segundo estudo de SCHAEFER et al. (2017), citado em relatórios da ANP (2020) e da EPE (2020), poderão existir casos em que a reinjeção (utilizando método WAG – Water Alternating Gas) eleva em 25-30% o volume recuperável de petróleo do campo, se comparada à gestão do campo apenas com injeção de água.

Certamente, o mais adequado é que a decisão sobre o tipo de reinjeção (WAG, água ou gás) seja tomada caso a caso pelo produtor, sempre buscando a otimização do projeto, como já exposto.

Para um FPSO com capacidade de processamento de 100 mil barris por dia e 6 milhões de m3/dia de gás natural o efeito econômico para a arrecadação federal, estadual e municipal, associado à reinjeção de gás natural para aumento do fator de recuperação, é de R$1,2 bilhão/ano (considerando um preço de petróleo de US$55/barril e um aumento do fator de recuperação decorrente da reinjeção da ordem de 15%). Se considerarmos que até 2030 cerca de 25 novos FPSOs devem entrar em operação no Pré-sal, o diferencial proporcionado pela reinjeção representaria um valor de arrecadação nominal próximo a R$ 1 trilhão.

 

Tabela 1 – Resultados de simulação da arrecadação governamental ao longo da vida (30 anos) de um FPSO no Pré-sal

Fonte: IBP

 

Como demonstrado, as decisões de gestão da produção têm fundamento técnico-econômico, sendo a reinjeção uma das ferramentas mais relevantes para agregar valor aos projetos de E&P de petróleo e gás natural.

As empresas produtoras são as principais interessadas na monetização do gás natural em bases econômicas, sempre que esta decisão faça parte da otimização do projeto. Como exposto, otimizar o projeto significa dar o melhor uso possível aos recursos naturais existentes, gerando benefícios para todos (produtores, governo e sociedade).

É muito importante que, considerando as melhores alternativas econômicas para os projetos, as empresas tenham a liberdade de decisão quanto aos níveis de reinjeção e de produção de gás natural. Essa decisão sempre irá contemplar a factibilidade do aproveitamento comercial do gás natural, viabilidade e valor de entrega.

As características de gás associado do Pré-sal, aliadas à ausência de instrumentos de flexibilidade no mercado doméstico, são alguns dos muitos fatores que elevam o risco dos projetos de desenvolvimento de petróleo e gás natural. Não é possível monetizar recursos cuja viabilidade não está comprovada.

Intervenções que busquem aumentar forçosamente a produção de gás natural, de forma não econômica, causariam a perda de competitividade nos projetos de E&P, trazendo impactos diretos à decisão de investir.

Neste sentido, as ações para a construção de um mercado de gás natural dinâmico, com diversidade de agentes (com maior liquidez) e em escala, são fundamentais para permitir condições de viabilidade comercial para o gás natural produzido no Pré-sal. Destaca-se a recente aprovação da Nova Lei do Gás que contribui decisivamente nesta direção.

 

 

[1] Vale destacar, que a recuperação avançada não se restringe à injeção exclusiva de gás natural, havendo outros métodos possíveis a depender das características de reservatório e disponibilidade de insumos. Inclusive, o método de injeção alternada de água e gás (Water Alternating Gas – WAG) é tido como uma das melhores opções para alguns campos do Pré-sal brasileiro.