Petróleo e Energia

Recuperação avançada – Petroleiras querem extrair mais de 50% do óleo retido

Bia Teixeira
27 de janeiro de 2012
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    Em terra e no mar o objetivo é sempre o mesmo: recuperar quantidades maiores do hidrocarboneto escondido no reservatório. A recuperação avançada de petróleo, até mesmo nos campos maduros, já em declínio, é uma prática cada vez mais disseminada pela indústria mundial, tanto em offshore como onshore.

    No Brasil, várias tecnologias estão sendo utilizadas pela Petrobras, de acordo com as características de cada campo. Com o uso dessas tecnologias, o fator de recuperação dos campos poderá crescer de 1% a 5%. O sistema Raw Water Injection – RWI, de injeção submarina de água do mar no reservatório com o objetivo de aumentar a produção, foi a solução escolhida para o campo de Albacora, na Bacia de Campos.

    A água captada por bombas instaladas no subsolo marinho é injetada diretamente em poços perfurados na área, sem precisar passar pela plataforma. Essa água precisa de um tratamento mínimo: ela passa por um filtro e pela bomba, recebe injeção de nitrato e segue para as árvores de natal molhadas (ANM) para injeção nos poços. Além de aumentar a produtividade do poço, essa solução usa um recurso disponível (água do mar), quando se trata de uma operação offshore.

    Em terra firme, além da água (que dependendo do local terá um custo mais alto), a Petrobras também injeta vapor para aumentar a recuperação dos campos. A técnica tem dado bons resultados principalmente em reservatórios de óleo de alta viscosidade: o calor do vapor introduzido no reservatório aquece e reduz a viscosidade do óleo, otimizando a sua extração. Isso está sendo feito com sucesso em vários campos terrestres, como Fazenda Alegre, no Espírito Santo; Fazenda Belém, Estreito e Alto do Rodrigues, no Rio Grande do Norte.

    O uso do gás também já foi amplamente utilizado, principalmente em áreas onde há óleo e gás, mas esse uso foi reduzido desde que o gás passou a ser visto como uma commodity valorizada.

    No Recôncavo Baiano, os primeiros pilotos de injeção de CO2 mostraram resultados animadores, principalmente nos campos de óleo leve. Some-se a isso o forte apelo ambiental de reinjetar em um reservatório de petróleo o CO2 que seria lançado na atmosfera. A técnica poderá ser usada em áreas do pré-sal.

    O fato é que essa técnica de rejuvenescimento vem ampliando a longevidade e a produtividade de campos maduros, como é o caso do quase cinquentenário campo de Carmópolis, na bacia de Sergipe-Alagoas. Com projetos de adensamento da malha e perfuração de novos poços, completação e estimulação de outros, e injeção de água (que pode até triplicar de volume), a empresa conseguiu aumentar a produção desse campo, que poderá apresentar um novo pico depois dos 50 anos.

    Desafio global – Em geral, é possível extrair em torno de 8% do petróleo somente com a energia existente no reservatório – esses valores variam de 5% até 20%, dependendo das características de cada jazida. Esse volume pode chegar a 30% na recuperação secundária, com o auxílio de injeção de água, por exemplo.

    A meta de toda a indústria é obter um fator de recuperação de mais de 50%. Se possível, 70%. O campo de Gullfaks, operado pela StatoilHydro e considerado benchmark quando se fala no assunto, está caminhando para esse ousado índice, com possibilidade de estender sua produção até2030. Aempresa norueguesa já chegou a 62% de recuperação desse campo, localizado sob as águas geladas do mar do Norte, utilizando diferentes técnicas, como a perfuração de novos poços horizontais multifraturados baseados na sísmica 4D e a injeção alternada de água e gás.

    No Canadá, a EnCana, maior empresa petrolífera do país, vem obtendo excelentes resultados em terra firme, no campo de Weyburn, próximo à fronteira dos Estados Unidos. Descoberto em 1954, com uma estimativa de 1,4 bilhão de barris de petróleo in situ, o campo iniciou a produção no ano seguinte, alcançando 31,5 mil barris/ dia em 1963, quando então teve de começar a injetar água para atingir seu pico, de 47,2 mil barris, em 1966. Daí em diante, foram 20 anos de declínio.

    Em 1986, com uma produção de menos de 10 mil bpd, a EnCana furou mais poços verticais e horizontais, chegando até 22 mil bpd. Em1998, apetroleira já havia produzido cerca de 330 milhões de barris de petróleo, ou seja, pouco mais de 23% do volume estimado do reservatório.

    Decidida a ampliar esse fator de recuperação, viu uma possibilidade no outro lado da fronteira: utilizar o CO2 gerado pela usina da Great Plains Synfuels, próximo a Beulah, Dakota do Norte, que desde 1984 produz metano (CH4) obtido de carvão. Contudo, além de uma produção diária de 3.050 toneladas de GNS (gás natural sintético), a usina gera também 13 mil toneladas de gás residual, 96% dos quais de CO2.

    O problema ambiental se transformou em uma oportunidade de recuperação avançada para a EnCana: desde 2000, esses gases residuais são transportados até Weyburn por uma tubulação de330 kme o CO2 em alta pressão é bombeado para poços de injeção, ajudando o petróleo a fluir em direção a uma centena e meia de poços produtores ativos. Com isso, a expectativa da petroleira canadense é produzir mais 130 milhões de barris de petróleo, aumentando em mais 25 anos a longevidade desse campo.



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