Después del proceso de descubrir y evaluar los hidrocarburos con la delimitación de recursos a través de la perforación de pozos nuevos y las pruebas a largo plazo, comienza la etapa de desarrollo, la fase más intensiva en capital, en la que se dimensionan correctamente los activos que se utilizarán en la fase de producción dado que el perfil del yacimiento es fundamental. Subestimar o sobreestimar los activos frente a los recursos encontrados puede significar si la empresa de exploración y producción sobrevivirá o no.

Este dimensionamiento, que también implica el número de pozos productores e inyectores para cada unidad de producción, generalmente ocurre de 4 a 5 años antes del primer petróleo en el campo. La naturaleza de los recursos, convencionales o no convencionales, también interfiere con la decisión de desarrollo, que siempre buscará la extracción comercial al menor costo posible y extenderá la vida útil de los reservorios (generalmente de 25 a 30 años). Los recursos convencionales son aquellos que la presión natural de los depósitos empuja el petróleo hacia arriba (llamada recuperación primaria) y los pozos verticales generalmente se utilizan para extraerlos comercialmente.

Los recursos no convencionales (lutita o lutita en inglés) son hidrocarburos que se encuentran en rocas sedimentarias de baja porosidad y que no fluyen naturalmente a la superficie, lo que requiere técnicas de estímulo artificial, de las cuales se destaca la fractura hidráulica, cuya tecnología se remonta a la década de 1950. , su uso a gran escala se produjo con el advenimiento de la industria del esquisto de América del Norte a principios de la década de 2000.

Además de la naturaleza del recurso, cuando se habla de gas natural es importante conceptualizar su característica como asociada o no asociada al petróleo. En el caso de los recursos no asociados, como el gas de Bolivia, el nivel de reinyección es normalmente cero o cercano a cero, mientras que en el caso del gas natural asociado, como la gran mayoría de los recursos pre-sal, es muy común usar de gas para optimizar la recuperación de petróleo. Por lo tanto, desde un punto de vista económico, tiene sentido utilizar el gas como una técnica de recuperación de petróleo terciaria, en comparación con los productos químicos.

Como regla general, la presión natural de los depósitos permite la recuperación del 14% al 18% del aceite original (Original Oil in Place - OOIP), mientras que el estímulo de presión aumenta a través de técnicas de recuperación mejoradas (Recuperación de aceite mejorada o mejorada - IOR o EOR) secundario (agua) o terciario (productos químicos miscibles, estimulación térmica, etc.) aumenta este porcentaje a 25-35% y 40-50%, respectivamente.

Por lo tanto, el primer concepto importante para tipificar la reinyección es el tipo de gas natural (asociado o no asociado) y, un segundo concepto, la ubicación (en tierra o en el mar). Los recursos terrestres tienen un contenido bajo o nulo de CO2 (gases de efecto invernadero que tienen prohibido quemar y liberar a la atmósfera), mientras que en el caso del mar este contenido puede alcanzar hasta 40-45%. Cuanto mayor sea el contenido de CO2 y otros productos químicos estimulantes para el invernadero, menor será el porcentaje de gas natural tratable. Por lo tanto, cuanto mayor sea el nivel de CO2 y GEI en general, mayor será el porcentaje de reinyección.

El hecho de que la producción de gas natural brasileño sea principalmente en alta mar (más del 80%) y los recursos en la frontera de crecimiento de la producción pre-sal alcanzan casi el 90% del estado del gas asociado con el petróleo, es normal que el cambio en El perfil de producción conduciría a un aumento en el nivel de reinyección.

Sin embargo, además de los factores endógenos, existen factores exógenos. El principal de ellos son los cuellos de botella de infraestructura que pueden limitar la libertad de las empresas de exploración y producción para tomar sus decisiones de reinyección.

Monitorear la reinyección en Brasil no es tan costoso, aunque hay unos 640 campos en producción en el mar y más de 7,800 en tierra. Actualmente, 10 campos (6 en el mar y 4 en tierra) representan el 99,4% de la reinyección en Brasil. Los principales son Lula, Búzios, Sapinhoá y Mero (mar) que, sumados al polo Urucu (en tierra), representan el 95,5% de la reinyección total en el país.

En el caso de Urucu, la razón de la reinyección de más del 50% de su producción no es el CO2, sino el cuello de botella de la infraestructura. Este cuello de botella que dificulta e impide el crecimiento del mercado en el estado de Amazonas.

En el caso de los campos marinos, como Mero o incluso Lapa, el porcentaje de CO2 (38-42%) genera restricciones económicas endógenas para aumentar la producción. Es costoso tratar el CO2. Sin embargo, Lula, Búzios y Sapinhoá no tienen el mismo nivel, lo que permite la posibilidad de niveles más altos de producción neta.

A pesar de la entrada en operación de la Ruta 3, que hará que la capacidad de flujo promedio en Brasil alcance los 44mn de m3 / día y la capacidad de procesamiento y tratamiento de gas existente (95.7mn de m3 / día), es importante discuta qué volumen de producción neta se puede lograr en el futuro, si se eliminan los cuellos de botella de la infraestructura.

Si hay consenso de que la producción de gas natural podría duplicarse en los próximos 10 años y dado el horizonte mínimo de planificación de 4 a 5 años para que las empresas decidan qué hacer con este gas, es esencial que la planificación gubernamental (EPE) se realice con anticipación y comience lo antes posible. De lo contrario, correremos el riesgo de que en el futuro la variable exógena (cuello de botella de infraestructura) se convierta en la más relevante en los volúmenes reinyectados y no sea posible alcanzar los objetivos del Nuevo Mercado de Gas. Esto evitaría la creación de una demanda firme que monetizaría este recurso en cuidado doméstico. Además, una parte relevante de la población brasileña no disfrutaría de esta riqueza, lo que podría contribuir tanto a la generación de ingresos, empleos y desarrollo económico en todo el territorio nacional y no solo en las ciudades ubicadas en nuestra costa.

El desafío es mejorar el marco legal y regulatorio actual, que hoy trae incertidumbres e inseguridad al retorno de la inversión en toda la cadena de la industria del gas natural. Esto lleva en el caso de los productores de gas natural a optar por la reinyección, ya que les resulta más económico y menos riesgoso, en lugar de invertir en infraestructura que necesitamos tanto para reanudar el crecimiento de la economía brasileña pospandémica.

Fuente: Poder 360 - Brasil