O gás produzido nos campos do pré-sal é, em boa parte, reinjetado nos próprios reservatórios dos quais é extraído em função de aspectos técnicos e econômicos, visando maximizar a recuperação das reservas de óleo e gás e resultando em benefício à sociedade.
A produção no pré-sal alcançou, no primeiro trimestre de 2020, impressionantes 65% da produção operada pela Petrobras no Brasil. Feito ainda mais notável se considerarmos que a descoberta na área de Tupi, a pioneira no pré-sal da Bacia de Santos, iniciou sua operação comercial em 2010. As perspectivas para o futuro são ainda mais positivas, com o incremento de produção decorrente da produção dos campos gigantes de Búzios e de Mero, além de Berbigão e Atapu, que, recentemente, entraram em produção.
Trata-se de um petróleo de excelente qualidade: leve, de baixa viscosidade e elevado aproveitamento em termos de derivados de maior valor comercial, além do baixo teor de enxofre, o que se traduz em combustível do tipo bunker, usado em motores de embarcações navais adequadas às novas normas do setor.
É importante registrar que a produção de gás no pré-sal se dá em associação ao óleo, ou seja, ambos são produzidos ao mesmo tempo. Isso implica dizer que, em havendo restrição de um, haverá do outro. Assim, o gás produzido nos campos do pré-sal é diferente daquele produzido em países como Argentina e Estados Unidos, onde é oriundo, em grande parte, de reservatórios essencialmente produtores de gás (shale gas).
Outro dado a ser considerado é que, tipicamente, o gás produzido do pré-sal possui quantidades significativas de gás carbônico (CO2). Por essa razão, o CO2 produzido não é ventilado, mas separado e reinjetado nas próprias jazidas produtoras. Tal decisão tem como objetivo não apenas enquadrar o gás hidrocarboneto a ser exportado para os mercados – uma vez que existe norma da ANP limitando o conteúdo máximo de CO2 a ser ventilado para evitar a emissão de gás provocador de efeito estufa – mas aumentar a eficiência da extração do petróleo ou seu fator de recuperação (FR), devido ao efeito benéfico da injeção dessa corrente de gás rica em CO2 extraída do gás originalmente produzido.
No que se refere ao sistema de exportação de gás, os campos do pré-sal da Bacia de Santos dispõem de uma infraestrutura composta por três rotas projetadas para escoar até 44 milhões m³/d quando totalmente implantadas, considerando-se a capacidade das unidades de processamento de gás em terra.
A Rota 1, composta pela Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA), pelo Gasoduto Lula-Mexilhão e pelo Gasoduto Mexilhão-UTGCA, opera desde 2011 e se encontra em plena capacidade permitindo o escoamento de até 10 milhões Sm³/d. A Rota 2, que entrou em operação em março de 2016, é um gasoduto que escoa o gás ao Terminal de Cabiúnas (TECAB) e tem capacidade máxima para escoar entre 16 e 20 milhões m³/d. A Rota 3, ainda em fase de implantação, permitirá o escoamento de 18 milhões m³/d de gás até as unidades de processamento de gás em terra. Especialmente com a entrada em produção de novos projetos de desenvolvimento, os investimentos ora em andamento para viabilização da Rota 3 constituem peça chave para possibilitar o aumento da produção de óleo e gás do Pré-Sal brasileiro.
Os campos do pré-sal têm, portanto, a grande vantagem competitiva de dispor de um sistema de escoamento de gás de alta capacidade, em boa parte já implantado, e fazendo uso de infraestrutura já utilizada por diversos projetos de desenvolvimento de produção, com custos rateados entre eles e financiados pelas próprias empresas que são parceiras nos consórcios de E&P .
O processo de separação do CO2 do gás produzido é realizado diretamente nas plataformas offshore e resulta na reinjeção no reservatório de um determinado percentual de gás (CO2 + frações leves de hidrocarbonetos não removidas pelo sistema de separação). Descontando-se o gás consumido para geração de energia na própria plataforma, o gás restante pode ser exportado ou também reinjetado. Essa decisão depende de fatores técnicos e econômicos avaliados em cada projeto e aderente à estratégia de maximizar a drenagem de petróleo do campo em questão, gerando, por consequência, a maximização do recolhimento de participações governamentais em benefício da sociedade.
Sobre o manejo do CO2, cumpre destacar que, desde as primeiras descobertas do pré-sal, quando se tornou evidente o teor significativo de CO2 em grande parte das jazidas, a Petrobras e seus parceiros assumiram o compromisso ambiental de minimizar as emissões de gases provocadores de efeito estufa, através da reinjeção desse gás nos reservatórios. As ações para tanto foram iniciadas desde a concepção dos projetos e encontram-se presentes na fase de operação dos sistemas de produção.
Com relação à capacidade de o gás aumentar a recuperação do petróleo, vale mencionar que a injeção de água é o método mais usualmente aplicado para aumentar o fator de recuperação (FR) em campos offshore, porque consegue “varrer” melhor os reservatórios. Por outro lado, a injeção de gás tem a vantagem de ser mais eficiente em remover o óleo retido nos poros dos reservatórios. A injeção de gás como método de aumento da recuperação do óleo é utilizada em todo o mundo, mantendo a pressão dos reservatórios elevada, garantindo maior produtividade dos poços e facilitando o escoamento do óleo.
Dessa forma, quando a injeção dos dois fluidos é combinada – justamente como é feito no pré-sal –, é possível aliar os principais benefícios dos dois métodos e, com isso, ampliar de forma significativa a eficiência de extração (FR) do petróleo nos campos. Nesse ponto, ressalta-se que a ANP e diversos atores da sociedade brasileira cada vez mais cobram (com toda a razão) das empresas operadoras o aproveitamento do gás natural, como recurso energético não-renovável que é.
No primeiro trimestre de 2020, a produção de gás dos campos do pré-sal na Bacia de Santos atingiu 75 milhões de m³/dia, tendo sido produzidos 10 milhões de m³ de gás de CO2, os quais foram reinjetados nos reservatórios de onde foram extraídos. Dos 65 milhões de m³/dia restantes, 12% foram utilizados para geração de energia elétrica para as plataformas de produção, 51% reinjetados nos reservatórios para aumentar a recuperação de petróleo e 37% disponibilizados ao mercado pela infraestrutura de gás existente.
Nesse contexto, é importante esclarecer que a reinjeção é um meio nobre de aproveitamento do gás, na medida em que possibilita antecipar e maximizar a extração de petróleo dos campos, aumentando o valor das participações governamentais pagas em benefício de toda a sociedade brasileira. Mais que isso, o gás reinjetado não é “perdido”, na medida em que é recolocado no mesmo reservatório onde se encontrava originalmente. Após cumprir seu papel na maximização da recuperação de petróleo, esse gás pode vir a ser produzido e exportado no futuro em um esquema conhecido na indústria como blow down (despressurização do reservatório). Estima-se que, a depender das características específicas de cada reservatório, a injeção de gás conjugada com a injeção de água possa recuperar de 15% a 25% a mais de petróleo que a injeção exclusiva de água. Portanto, seria um desperdício abrir mão dessa riqueza que tem potencial de gerar um enorme valor para a sociedade. Essa recuperação adicional de petróleo concorre para impactar positivamente a balança comercial brasileira, já que o petróleo ocupa o segundo lugar na pauta de exportações do Brasil.
Assim, a estratégia de reinjeção de gás é otimizada de forma a maximizar a geração de valor dos ativos e, portanto, nenhuma reinjeção é feita além do necessário, já que isso tira valor dos ativos e tampouco gera valor para a sociedade.
Em resumo, a reinjeção de gás praticada nos campos do pré-sal não apenas não desperdiça esse importante recurso não-renovável, como é capaz de antecipar e aumentar a produção de petróleo, sendo, inclusive, muitas vezes o fator decisivo para a viabilidade técnico-econômica de um projeto. Tal prática não implica em redução de royalties; ao contrário, possibilita seu incremento ao viabilizar o aumento na produção de petróleo dos reservatórios. Com isso, a reinjeção de gás alavanca uma vasta cadeia de benefícios econômicos e sociais: energia para a sociedade brasileira, empregos diretos e indiretos e arrecadação de impostos que são revertidos para o governo nos níveis regional e nacional.
Gerente executivo de Reservatórios da Petrobras., Tiago Homem é graduado em Engenharia Civil e tem mestrado em Engenharia Civil com ênfase em geotecnia pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul e especialização em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal da Bahia
