Quase metade da produção de gás natural no Brasil retornou aos poços no ano passado. São 22,2 bilhões de metros cúbicos, ou o equivalente a 45% do volume produzido no período. Esse é o maior valor da série histórica da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).
A reinjeção de gás tem aumentado nos últimos anos, principalmente a partir de 2019, quando saltou 10 pontos percentuais em relação a 2021, de 35% para 45%.
Cerca de 85% do gás natural produzido no Brasil está associado ao petróleo. Ou seja, ambos estão presentes nos reservatórios. Para produzir óleo, as empresas têm que extrair gás natural. Segundo o sócio-fundador e diretor da CBIE Advisory, Bruno Pascon, nesse caso, as petroleiras têm duas opções: comercializar o gás natural ou reinjetá-lo.
Em países com um perfil similar de produção, como Noruega, Nigéria e Argélia, as taxas de reinjeção de gás são mais baixas que a do Brasil. Variam de 20% a 35%. “Se tem muito gás associado ao petróleo, é natural que o nível de reinjeção seja maior que em uma situação em que o gás não é associado ou em países em que o percentual de gás associado ao petróleo é menor“, disse Pascon.
Faltam gasodutos
Uma das razões para o gás ser reinjetado é que isso aumenta a pressão nos poços, o que facilita a extração de mais petróleo. Mas o principal motivo para o percentual de reinjeção do gás estar acima da média no Brasil é outro: a falta de infraestrutura de escoamento.
“O motivo principal [para a alta reinjeção no país] é realmente o gargalo de infraestrutura, a falta de rotas de escoamento, de unidades de processamento de gás natural, além dos gasodutos de transporte. Toda essa infraestrutura essencial é necessária para levar gás para o mercado“, diz Marcelo Mendonça, diretor de Estratégia e Mercado da Abegás.
O país tem apenas 9.409 quilômetros de gasodutos de transporte e transferência, número muito abaixo dos registrados por Estados Unidos, Europa e mesmo a vizinha Argentina. Esses dutos levam o gás das unidades de processamento de gás natural (UPGNs), onde é tratado conforme especificações químicas, à rede das distribuidoras estaduais, responsável pelo insumo que chega às residências e indústrias.
Escoamento
Os gasodutos de escoamento da produção, que transportam o gás das plataformas de produção às UPGNs, são outro gargalo na infraestrutura brasileira. Na Bacia de Santos, há atualmente 2 gasodutos de escoamento da produção do pré-sal: os dutos Rota 1 e Rota 2, que conectam os campos às UPGNs de Caraguatatuba (SP) e Cabiúnas (RJ).
Desde pelo menos 2014, a Petrobras planeja o gasoduto Rota 3 para ampliar o escoamento da produção de gás, acompanhando o aumento da oferta do insumo. O duto desemboca no Polo Gaslub –antigo Comperj, redimensionado depois da operação Lava Jato. O gasoduto, que estava inicialmente previsto para julho de 2020, deve entrar em operação neste ano.
“São R$ 8 bilhões por ano que se perde em função desse atraso do Rota 3“, disse Mendonça. A cifra considera a perda de arrecadação dos Estados com royalties, participações especiais e ICMS.
Apesar da previsão para operação neste ano, a plena capacidade de escoamento do gás trazido à costa pelo Rota 3 e processado na UPGN do Polo Gaslub depende do gasoduto de transporte Itaboraí-Guapimirim, que trará o gás comercializável à malha de gasodutos de transporte da NTS.
A construção do duto depende do lançamento de uma chamada pública para locação de capacidade, quando as empresas produtoras contratam a capacidade de transporte no gasoduto. Ao Poder360, a NTS afirmou que o lançamento do edital está previsto para o 1º semestre de 2022 e que o duto deve entrar em operação nos primeiros 6 meses de 2023.
“A solução temporária para viabilizar o escoamento está sendo tratada pela Petrobras. Contudo, vale ressaltar que a NTS já concluiu a construção do ponto de recebimento (PR Guapimirim) considerando o recebimento de todo o volume de gás que chegará da Rota 3“,e 18,2 milhões de metros cúbicos por dia, disse.
Para Pascon, “se o Brasil pudesse escoar todo o gás que está sendo reinjetado [por falta de infraestrutura], poderia reduzir essa reinjeção para o patamar de 30% a 35% –não 45% a 50%, que se pratica hoje– e isso equivaleria a uma produção líquida adicional de gás de 21,6 milhões de metros cúbicos por dia“.
Até 2031, a estatal EPE (Empresa de Pesquisa Energética) projeta a construção de 3 novos gasodutos de escoamento para acompanhar o crescimento da produção líquida de gás natural, que chegará a 136,2 milhões de metros cúbicos por dia, ante 63,9 milhões em 2021. Eis a íntegra do estudo (953 KB).
“O ponto é: temos que tomar muito cuidado porque já está na hora de pensar na construção das novas rotas, não para essa produção de agora, mas para a produção que vai dobrar daqui para o final da década“, afirma Pascon. Segundo ele, a construção de um gasoduto submarino leva de 3 a 4 anos
Fonte: Poder 360
