Metade da produção nacional de gás natural voltou aos poços em 2022, segundo dados da ANP pelo Poder360. Foram cerca de 25 bilhões de m3 reinjetados –o que representa 50% da produção anual.
A taxa mensal de reinjeção atingiu o maior patamar da série histórica em novembro: 51,4% da produção. Superou os 50% mais duas vezes: em maio (51%) e outubro (51%).
No Brasil, cerca de 85% do gás natural produzido estão associados ao petróleo. Ou seja, ambos estão presentes nos reservatórios. Para produzir óleo, as empresas têm que extrair gás natural. Restam às petroleiras duas opções: comercializar o gás ou reinjetá-lo.
Alguns motivos justificam a reinjeção de gás: alto teor de gás carbônico, cujo tratamento é custoso; aumento da produção de petróleo, por meio da injeção de gás natural, gás carbônico, água e outros fluidos visando a aumentar a pressão dos reservatórios; falta de infraestrutura de escoamento.
Em países com um perfil similar de produção, as taxas de reinjeção de gás são mais altas. Variam de 20% a 35%. Contudo, o percentual de 50% no Brasil está acima de seus pares. Isso por causa da falta de infraestrutura de escoamento do gás.
Os campos com maior produção do país, Tupi e Búzios, têm também as maiores taxas de reinjeção. Em 2022, a reinjeção mensal de Tupi variou de 42% a 48%. Já Búzios reinjetou de 75% a 86% da produção.
Segundo a Petrobras, operadora de ambos os ativos, o gás natural produzido na Bacia de Santos tem alto teor de contaminantes, como o CO2 e o H2S. “No processo de remoção destes contaminantes, uma parcela significativa do gás produzido precisa ser, necessariamente, reinjetada”, afirmou a estatal.
De acordo com a empresa, o gás do campo de Búzios tem 23% de concentração de CO2. Nesse caso, a estratégia é reinjetar total ou parcialmente o insumo.
Já Tupi tem concentração inferior a 20%, com maior potencial de escoamento da produção para uso comercial.
De acordo com a Petrobras, a “estratégia ótima” tem unidades que extraem o gás para escoamento enquanto reinjeta correntes ricas em gás carbônico.
Há duas rotas de escoamento da produção de gás natural do pré-sal: os gasodutos Rota 1 e Rota 2, que interligam os campos às UPGNs (unidades de processamento de gás natural) em Caraguatatuba (SP) e em Cabiúnas (RJ). Essas estruturas exercem papel semelhante às refinarias de petróleo. Desde 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. A previsão é que a infraestrutura entre em operação em 2024.
Ao Poder360, a Petrobras afirmou que, caso o gasoduto estivesse em operação em 2023, seria possível aumentar a oferta de gás natural em até 10 milhões de m3 por dia. Até 2032, a estatal EPE estima que haverá necessidade de construção de 1 novo gasoduto de escoamento no pré-sal, para dar vazão à produção no bloco BC-M-33, batizado de Pão de Açúcar e operado pela norueguesa Equinor. A estatal também espera um novo duto na Bacia de Sergipe-Alagoas –onde a Petrobras descobriu grandes reservas de gás.
Fonte: Poder 360
