Fonte: Poder 360
A atividade de exploração e produção de petróleo engloba as etapas de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção, com graus distintos de intensidade de capital e de riscos. Após o processo de descoberta e avaliação de hidrocarbonetos com delimitação de recursos via nova perfuração de poços e teste de longa duração, inicia-se a etapa de desenvolvimento –fase mais intensiva de capital–, em que dimensionar corretamente os ativos que serão utilizados na fase de produção dado perfil do reservatório é fundamental. Subestimar ou sobrestimar ativos versus recursos encontrados pode significar a sobrevivência ou não da empresa de E&P.
Esse dimensionamento –que envolve inclusive o número de poços produtores e injetores de cada unidade de produção– costuma ocorrer 4 a 5 anos antes do primeiro óleo no campo.
A natureza dos recursos –convencionais ou não convencionais– também interfere na decisão de desenvolvimento, que sempre buscará a extração comercial no menor custo possível e prolongando a vida útil de reservatórios (normalmente 25 a 30 anos).
Recursos convencionais são os que a própria pressão natural dos reservatórios empurra o petróleo pra cima (chamada recuperação primária) e normalmente utilizam-se poços verticais para extrai-los comercialmente.
Recursos não convencionais (xisto ou shale em inglês) são hidrocarbonetos encontrados em rochas sedimentares de baixa porosidade e que não fluem naturalmente para a superfície requerendo técnicas artificiais de estímulo, das quais destaca-se o fraturamento hidráulico, cuja tecnologia remonta aos anos 1950. Porém, a sua utilização em larga escala ocorreu com o advento da indústria do shale norte-americano, no início dos anos 2000.
Além da natureza do recurso, ao falarmos de gás natural é importante conceituar sua característica como associado ou não associado a petróleo. No caso de recursos não associados –como o gás da Bolívia–, normalmente o patamar de reinjeção é zero ou próximo a zero, enquanto no caso de gás natural associado –como a vasta maioria dos recursos do pré-sal– é muito comum a utilização do gás para otimizar a recuperação de petróleo. Portanto, do ponto de vista econômico, faz todo sentido usar o gás como técnica terciária de recuperação de petróleo, quando comparado com os produtos químicos.
Regra geral, a pressão natural de reservatórios permite recuperar de 14% a 18% do petróleo original (Original Oil in Place – OOIP), enquanto que o estímulo de aumento de pressão via técnicas de recuperação aprimoradas (Improved or Enhanced Oil recovery – IORs ou EORs) secundárias (água) ou terciárias (produtos químicos miscíveis, estimulação térmica, etc.) aumenta esse percentual para 25-35% e 40-50%, respectivamente.
Logo, o primeiro conceito importante para tipificar a reinjeção é o tipo do gás natural (associado ou não associado) e, um segundo conceito, a localização (em terra ou no mar). Recursos em terra possuem baixo ou nenhum conteúdo de CO2 –gás de efeito estufa que é proibido de ser queimado e lançado à atmosfera– enquanto no caso do mar esse conteúdo pode alcançar até 40-45%. Quanto maior o conteúdo de CO2 e outros elementos químicos estimulantes de efeito estufa, menor o percentual de gás natural tratável. Portanto, quanto maior o patamar de CO2 e GEE em geral, maior o percentual de reinjeção.
O fato da produção de gás natural brasileiro ser majoritariamente no mar (mais de 80%) e os recursos no pré-sal –fronteira de crescimento de produção– alcançarem quase 90% de status de gás associado ao petróleo, é normal que a mudança do perfil de produção levaria ao crescimento do patamar de reinjeção.
Porém, além dos fatores endógenos existem os exógenos. O principal deles são os gargalos de infraestrutura que podem limitar a liberdade de empresas de E&P de tomarem suas decisões de reinjeção.
O acompanhamento da reinjeção no Brasil não é tão dispendioso, por mais que existam cerca de 640 campos em produção no mar e mais de 7.800 em terra. Atualmente 10 campos (6 no mar e 4 em terra) concentram 99,4% da reinjeção no Brasil. Os principais são Lula, Búzios, Sapinhoá e Mero (mar) que, somados ao polo de Urucu (em terra), respondem por 95,5% da reinjeção total no país.
No caso de Urucu, o motivo para a reinjeção de mais de 50% de sua produção, não é o CO2 e sim o gargalo de infraestrutura. Gargalo este que dificulta e impede o crescimento do mercado no Estado do Amazonas.
No caso dos campos offshore, como o de Mero ou mesmo Lapa, o percentual de CO2 (38-42%) gera restrições econômicas endógenas para aumentar a produção. É caro tratar CO2. Porém Lula, Búzios e Sapinhoá não possuem o mesmo patamar, logo permitindo a possibilidade de patamares maiores de produção líquida.
Em que se pese a entrada em operação da Rota 3, que fará com que a capacidade de escoamento médio no Brasil alcance 44mn de m3/dia e a capacidade de processamento e tratamento de gás existente (95,7mn m3/dia), é importante discutir qual o volume de produção líquida alcançável no futuro, caso se eliminassem gargalos de infraestrutura.
Se existem consensos de que a produção de gás natural pode dobrar nos próximos 10 anos e dado o horizonte de planejamento de mínimo 4 a 5 anos para empresas decidirem o que fazer com esse gás é fundamental que o planejamento do governo (EPE) seja feito de maneira antecipada e se inicie o mais breve possível. Caso contrário, tomaremos o risco de que futuramente a variável exógena (gargalo de infraestrutura) se torne a mais relevante nos volumes reinjetados e não se permita alcançar os objetivos do Novo Mercado de Gás. Isso impediria a criação de uma demanda firme que monetizaria esse recurso no atendimento doméstico. Também, parcela relevante da população brasileira não iria usufruir dessa riqueza que tanto poderia contribuir para a geração de renda, empregos e desenvolvimento econômico em todo o território nacional e não somente nas cidades localizadas no nosso litoral.
O desafio é melhorar o atual arcabouço legal e regulatório, que hoje traz incertezas e insegurança para o retorno dos investimentos em toda a cadeia da indústria do gás natural. Isso leva no caso dos produtores de gás natural a optar pela reinjeção, por achar mais econômico e de menor risco, em vez de investir em infraestrutura que tanto precisamos para retomar o crescimento da economia brasileira pós-pandemia.
