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Quase um terço (29,3%) da demanda total por água doce da Petrobras foi atendida, no ano passado, por água reutilizada. É o que mostram dados do mais recente Relatório de Sustentabilidade da companhia. O volume de reúso da água pela empresa em 2022 chegou a 50,7 bilhões de litros – o suficiente para abastecer, por exemplo, a cidade de Maceió (AL), com cerca de 1 milhão de habitantes, durante um ano. A partir dessas ações de reúso, a Petrobras estima uma economia anual de aproximadamente R$ 16 milhões nos custos de captação de água.
A iniciativa faz parte de um dos compromissos ambientais da Petrobras, reafirmado no Plano Estratégico 2023-2027, de reduzir a captação de água doce nas operações em 40% até 2030, tendo como referência o ano base de 2021. “Parte desse objetivo será alcançado por meio da implementação de uma carteira de ações que inclui reúso, redução de perdas e adoção de fontes alternativas de abastecimento. Atualmente, as ações de reúso são responsáveis por cerca de 80% da redução de captação de água doce prevista nessa carteira”, afirma a gerente executiva de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) da Petrobras, Daniele Lomba.
Os primeiros projetos de pesquisa em planta-piloto para o reúso surgiram em 2002, na Refinaria Gabriel Passos (Regap), em Betim, Minas Gerais, quando diversas tecnologias foram avaliadas e adaptadas para a realidade da Petrobras através de pesquisas do Centro de Pesquisas e Inovação da Petrobras (Cenpes) e de termos de cooperação com universidades. Os resultados são possíveis graças ao trabalho integrado entre as equipes do Cenpes, Tecnologia de Refino, Sistemas de Superfície, Refino, Gás e Energia (SRGE) e SMS.
Nas unidades industriais, o reúso do efluente final tem sido direcionado, frequentemente, para as torres de resfriamento. A água é essencial para o funcionamento de um sistema de resfriamento industrial e, aproximadamente 50% da água utilizada por uma refinaria vai para esses sistemas. Nas refinarias, as ações de reúso envolvem tanto projetos de investimento quanto ações de mudança em procedimentos operacionais visando maior recuperação de água. Foram adotadas iniciativas que proporcionaram maior eficiência no uso de água e vapor nas operações. Essas medidas fizeram com que nos últimos cinco anos a relação entre a quantidade de água consumida e o volume de petróleo processado reduzisse em 12,5%. Em 2017, o volume de refino era de 0,98 metro cúbico de petróleo por metro cúbico de água. Em 2022, essa marca passou para 1,12 metro cúbico de petróleo refinado para cada metro cúbico de água consumido.
“O nosso desafio é reduzir o volume de água doce captada dos mananciais, em regiões de grande utilização dos recursos, contribuindo para a continuidade do abastecimento da população e partes interessadas e para a manutenção dos ecossistemas. É nesse caminho que estamos”, completou Daniele Lomba.
No ano passado, foram investidos cerca de R$ 95 milhões em projetos de pesquisa e desenvolvimento de soluções tecnológicas visando promover a melhoria da gestão da biodiversidade e dos recursos hídricos e efluentes, bem como a minimização, valorização e o reaproveitamento de resíduos sólidos. Nos últimos três anos, foram reduzidos mais de 20% da captação de água doce das operações da companhia.
As refinarias da Petrobras têm potencial para chegar ainda mais longe no que diz respeito aos projetos de reúso. Um exemplo é o da Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), que se prepara para ampliar sua capacidade de reúso. O projeto consiste em tratar os efluentes finais, utilizando essa água de reúso majoritariamente para reposição em sistemas de resfriamento, entre outros usos industriais de menor consumo. O potencial de reúso da Reduc pode variar entre 900 mil e 1,7 milhões de litros por hora, a depender do cenário operacional da refinaria. Outras iniciativas em curso envolvem as negociações para suprimento da Reduc e do Polo Gaslub, em Itaboraí (RJ), com água de reúso de estações de tratamento de esgoto municipal como fonte alternativa.
O Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de maio, divulgado na terça-feira (4) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), revela que a produção na região do pré-sal alcançou 3,196 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Esse total corresponde a 77,8% da produção brasileira. Foram produzidos 2,510 milhões de barris diários de petróleo e 109,16 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural, em 144 poços. O aumento registrado foi de 5,9% em relação a abril deste ano e de 12,7% na comparação com o mesmo mês do ano passado.
No total, em maio de 2023, foram produzidos no país 4,110 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 3,201 milhões de barris de petróleo e 144,410 milhões de metros cúbicos de gás natural. No petróleo, houve aumento de 1,9% na comparação com o mês anterior e de 11,2% em relação a maio de 2022. No gás natural, a produção aumentou 2% ante abril de 2023 e 9,6% na comparação com o mesmo mês do ano passado.
Segundo a ANP, variações na produção são esperadas. Elas podem ocorrer devido a fatores como paradas programadas de unidades de produção para manutenção, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza, início de comissionamento de novas unidades de produção, entre outros. A ANP considera que tais ações são típicas da produção de petróleo e gás natural e visam a uma operação estável e contínua, bem como ao aumento da produção ao longo do tempo.
Em maio, o aproveitamento do gás natural foi de 97,1%. Foram disponibilizados ao mercado 51,22 milhões de m³/d e a queima foi de 4,14 milhões de m³/d. Houve aumento na queima de 6,9% em relação ao mês anterior e redução de 9,4% na comparação com maio de 2022.
Em maio, os campos marítimos produziram 97,7% do petróleo e 86,6% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, em consórcio com outras empresas ou não, responderam por 89,64% do total produzido. A produção teve origem em 5.999 poços, sendo 500 marítimos e 5.499 terrestres.
No mês de maio, o Campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 835,37 mil barris por dia de petróleo e 40,61 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO (Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência) Guanabara, localizada na jazida compartilhada de Mero, com 170,583 mil barris por dia de petróleo e 10,82 milhões de metros cúbicos diários de gás.
