As práticas e os níveis de produção e de reinjeção existentes hoje foram definidos em pesquisas e indicadores aprovados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) há anos e de difícil alteração no curto prazo.

De acordo com o estudo, o Brasil é um país petrolífero, não gasífero. Possui baixo volume de reservas de gás natural, cerca de 12 trilhões de pés cúbicos (TCF), quando comparado aos maiores produtores de gás no mundo: Rússia (1.321 TCF); Qatar (870 TCFs); EUA (400 TCFs).

As reservas de gás natural brasileiras estão localizadas no offshore, águas profundas e ultraprofundas, o que torna o custo de extração mais alto que nesses grandes produtores, onde a extração é onshore.

Além disso, no pré-sal, o gás natural é associado ao petróleo, o que exige operações de separação, também de alto custo e complexidade. Todo um processo que implica investimentos de longa maturação.

“Em vez de polemizar o tema, o ministro deveria trabalhar para ajudar o Estado brasileiro, a Petrobras a ampliarem a exploração e produção de gás natural no país. Isso necessita de investimentos de longo prazo. Exige também investimentos em logística para trazer o gás do mar para a terra”, destaca o coordenador-geral da FUP, Deyvid Bacelar. Segundo ele, é impossível deixar de reinjetar o gás natural nas cavernas de petróleo, pois a alta produtividade do pré-sal não se manteria.

Segundo a pesquisa, também aspectos ambientais da prática de reinjeção, utilizada não só para aumento da produtividade dos poços, mas também para redução das emissões de gases de efeito estufa.

O trabalho revela que 40% do insumo reinjetado é CO2 associado ao gás natural. Ou seja, caso o gás não fosse reinjetado, o CO2 seria separado e lançado na atmosfera, piorando os indicadores ambientais das companhias. Além disso, outros 40% servem para aumentar a pressão dos poços e, consequentemente, a produção de petróleo.

A separação completa do gás natural e do CO2 necessita de equipamentos de alto custo. “A redução da reinjeção implicaria uma regressão das metas de mitigação das emissões de GEE, no processo de descarbonização e de captura de carbono (CCS) da indústria de petróleo e da Petrobras” destaca Mahatma Ramos, pesquisador do Ineep, um dos autores do estudo.

De acordo com a Petrobras, seu processo de separação do CO2 do gás natural e reinjeção no pré-sal, é a maior operação de captura de carbono (CCS) do mundo e constitui um importante atenuante da pegada de carbono da atividade petrolífera. “Ademais, esse gás reinjetado não é “perdido/descartado”, ele pode ser reutilizado na produção de óleo”, acrescenta Ramos.

Segundo o estudo, é preciso observar os obstáculos técnicos, econômicos e ambientais à redução da reinjeção no Brasil no curto prazo, além de observar a maturação da implantação de novos projetos. A temporalidade dos projetos em execução (Rota 3 e atividades da Bacia de Sergipe-Alagoas) não atende a objetivos de curtíssimo prazo.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que a oferta nacional de gás natural saltará dos cerca de 40 milhões de m³ por dia atuais, para 60 milhões de m³ por dia em 2027. O aumento ocorrerá por conta de novos campos de produção de óleo e gás, sobretudo, nas bacias do sudeste (pré-sal) e de Alagoas-Sergipe; nova infraestrutura de escoamento de gás natural, como o projeto ROTA 3, na Bacia de Campos; aumento da importação de gás natural da Bolívia.

De acordo com o Ineep, o Brasil reinjetou em média 51% da sua produção de gás natural nos quatro primeiros meses de 2023, no ambiente marítimo essa média sobe para 54% e no ambiente terrestre é de 38%.

Os volumes de gás natural reinjetados no Brasil subiram de maneira constante desde 2014, sobretudo no ambiente marítimo (offshore), onde sai de uma média de 17%, entre 2007 e 2013, para uma média crescente que sai de 18% em 2014 para 51,3% em 2022. No ambiente terrestre, o volume de gás natural reinjetado se estabilizou a partir de 2020, em cerca de 32,8% do total produzido.