Petróleo e Energia

Recuperação avançada – Tecnologias aumentam produção e vida útil dos campos maduros

Bia Teixeira
27 de Janeiro de 2012
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    Com reservas provadas de 15,3 bilhões de barris no país, a Petrobras vem incrementando seus esforços exploratórios não apenas na região do pré-sal e em novas áreas de alto potencial como também em seus gigantescos campos maduros, que já vinham apresentando declínio na sua produtividade depois de mais de duas décadas de exploração.

    A preocupação da estatal brasileira em aumentar o fator de recuperação de seus campos (volume efetivo de petróleo que se extrai de uma jazida) é tão grande quanto a de agregar novas reservas para manter seu grau de reposição (IRR, Índice de Reposição de Reservas). Isso assegura a maior longevidade das suas operações.

    No ano passado, por exemplo, para cada barril de óleo equivalente (boe, a soma de óleo e gás) extraído, foram agregados às reservas da Petrobras 2,4 boe, por causa não somente de novas descobertas que tiveram sua comercialidade declarada, como também de apropriações em campos existentes por meio de projetos de aumento de recuperação.

    O que assegurou à petroleira brasileira um IRR de 240%. Com isso, a relação reserva/produção (R/P), que indica longevidade média dos campos da estatal, ficou em 19,2 anos. Um índice que a estatal vem conseguindo manter a um bom tempo.

    Na realidade, a longevidade dos campos pode variar muito. Pesam nisso vários fatores, como o volume encontrado em uma reserva, o fator de recuperação (que pode ser bem diferente de campo para campo, na mesma bacia), a estrutura instalada (plataformas, sistemas subsea, poços de injeção de água) e a tecnologia disponível para produzir o hidrocarboneto in situ (isto é, o total de óleo e gás que há na rocha).

    Ou seja, as diversas tecnologias que podem ser utilizadas na recuperação secundária e na avançada, que possibilitem a extração do maior volume possível de petróleo e gás de forma contínua e por mais tempo, elevando as reservas provadas e, consequentemente, expandindo a produção de petróleo e gás. Um esforço que vale a pena: um ponto percentual a mais de recuperação em campos gigantes pode representar alguns milhões de barris.

    A maior parte fica no reservatório – O fator de recuperação de petróleo dos reservatórios da Petrobras gira entre 30% e 40%, enquanto a média mundial é de 30%. Mas há campos com índices não superiores a 10%. Abaixo disso, não teriam viabilidade econômica. Em cenários mais complexos, como águas ultraprofundas, sequer seria cogitado explorar um campo e arcar com os respectivos custos elevados para extrair apenas 10% da jazida (a menos que ela fosse efetivamente gigantesca). É bom lembrar que apenas o volume recuperável é considerado entre as reservas provadas da companhia.

    De qualquer forma, com uma recuperação de 10% a 40%, volumes fabulosos de petróleo permanecem nos reservatórios. Poderão ser extraídos no futuro, com auxílio de novas tecnologias, aumentando a vida útil dos campos e, consequentemente, alongando o perfil da relação reserva/produção, tanto no Brasil como nos demais países produtores.

    Um benchmark mundial, perseguido por todas as petroleiras do planeta, é o campo de Gullfaks, explorado pela estatal norueguesa StatoilHydro no Mar do Norte, que superou os 61% de fator de recuperação.

    Transportando esse índice para os campos gigantes descobertos na costa brasileira, como o de Lula, com seus cinco a oito bilhões de barris, se esse volume estimado representar, por exemplo, um fator de recuperação de 40%, isso significaria reservas totais de12,5 a20 bilhões, ficando mais da metade no reservatório. Com um fator de recuperação de 60%, o volume das reservas apropriadas somente em Lula ficaria entre 7,5 e 12 bilhões de barris. Pensando de forma mais modesta, elevar em cinco pontos percentuais já agregaria mais de meio bilhão de barris às reservas.

    Campos maduros– “Nessa indústria, até um por cento pode ser altamente significativo”, pondera Carlos Eugênio Melro Silva da Resurreição, gerente-geral de Reservas e Reservatórios da Engenharia de Produção da Petrobras. Com mais de três décadas de atuação na companhia, tendo ocupado diversos cargos, como o de gerente-geral da UN-BC (atual Unidade de Operação da Bacia de Campos, UO-BC), Resurreição sabe bem o quanto vale cada pequeno avanço na recuperação de petróleo e gás.

    Petróleo & Energia, Carlos Eugênio Melro Silva da Resurreição, Gerente-geral de Reservas e Reservatórios da Engenharia de Produção da Petrobras, Recuperação avançada - Tecnologias aumentam produção e vida útil dos campos maduros

    Resurreição: revitalização usa estrutura existente nos campos

    Preferindo não se aventurar em cálculos hipotéticos, ele confirma que a Petrobras vem trabalhando firme nessa linha para ampliar sua produção e apropriar novas reservas, mesmo sem perfurar novos poços exploratórios. E para isso direcionou seus esforços para áreas onde já tem infraestrutura consolidada: os gigantescos campos da Bacia de Campos, descobertos há mais de duas décadas, como Marlim (1985), Albacora Leste (1986), Marlim Sul e Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Roncador (1996), entre outros.

    Projetos de aumento de recuperação de petróleo nesses e em outras áreas da Bacia de Campos, assim como em campos terrestres da Bacia do Solimões, são citados pela Petrobras, ao lado de novas descobertas, como os fatores que concorreram para a empresa ter uma apropriação de 2,4 barris em 2010.


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