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

 

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.

Boa parte é composta de campos já considerados maduros, mas que ainda despontam entre os maiores produtores brasileiros, como é o caso dos três campos do complexo Marlim e de Barracuda: eles figuram entre os primeiros seis do ranking da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

É em alguns deles que a Petrobras vem aplicando – e com sucesso – tecnologias e processos novos ou aprimorados por suas equipes operacionais e também de pesquisa. Uma prática que hoje faz parte do planejamento de negócios da estatal, a qual possui um grupo multidisciplinar de profissionais da companhia, incluindo especialistas do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), que se dedica a analisar, avaliar e aperfeiçoar continuamente tecnologias já conhecidas ou testar novas soluções.

Petróleo & Energia, Recuperação avançada - Tecnologias aumentam produção e vida útil dos campos maduros
Fonte: José Roberto Fagundes Neto – Cenpes

Programas estratégicos – Para gerenciar melhor essas iniciativas e os investimentos que devem ser direcionados para a desafiadora tarefa de aumentar a produção de hidrocarbonetos, reduzindo custos e aumentando a produtividade dos campos, a estatal vem implementando tais ações com base em dois programas estratégicos: o de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação (Recage), conduzido corporativamente na área de E&P da Petrobras, e o de Recuperação Avançada de Petróleo (Pravap), que é conduzido pelo Cenpes.

Programa tecnológico criado em 1990, o Pravap tinha como principal objetivo intensificar o desenvolvimento de tecnologias para aumentar a produtividade de campos de petróleo em declínio de produção. Em 1993, quando começou de fato a andar, possuía sete projetos em carteira, propostos pelas próprias unidades operativas da Petrobras, reunindo profissionais do centro de pesquisas e da área operacional da companhia, além de pesquisadores de universidades, institutos de pesquisa e outras organizações, do país e do exterior.

Petróleo & Energia, Recuperação avançada - Tecnologias aumentam produção e vida útil dos campos maduros
Fonte: Pravap – Petrobras

Reavaliada em 1997, essa carteira incorporou outros quatro projetos e, em 1999, mais dois projetos, sendo prorrogada até 2001. Essas reavaliações sempre estiveram alinhadas com as metas da Petrobras. A companhia acabou ampliando o escopo do programa. Além da recuperação avançada, desenvolve soluções com foco no aumento da explotação e no gerenciamento dos reservatórios, independentemente do seu estágio de maturidade.

Lançado em 2003, o Recage centra esforços para otimizar a produção de campos maduros, em terra ou no mar, que já atingiram o pico de produção e se encontram em fase de declínio. A meta do programa é buscar as mais modernas tecnologias para retardar ou mesmo reverter esse declínio.

Na época de sua criação, o programa abrangia cerca de 200 campos, que respondiam por algo em torno de 30% das reservas da estatal e mais de 60% da produção nacional. Números que se alteraram nos últimos sete anos e não mais são divulgados pela Petrobras, uma vez que mudou essa correlação entre reservas e produção. Isso se deve não somente às descobertas consolidadas nesse período, que podem mais do que dobrar as reservas, como também ao incremento da produção, incluindo a do pré-sal – que em setembro atingiu 135,0 mil boe/dia.

Resurreição e outros gerentes da empresa não detalham essas metas. No entanto, desde2003 aempresa vem registrando o incremento de reservas com base nas metas estabelecidas no Recage. Na primeira fase, concluída em 2008, o fator de recuperação cresceu quatro pontos percentuais. Na segunda fase, que vai até2012, ameta era elevar em sete pontos percentuais. Hoje eles evitam falar sobre esses números.

Revitalização – “Qual a grande vantagem da revitalização? É que você não precisa de novas instalações. Utiliza o que já está implantado, agregando novas tecnologias e processos para rejuvenescer o campo e prolongar sua longevidade”, explica Resurreição.

Ele enfatiza que revitalizar um campo não é só projeto. “Há toda uma filosofia no modo de administrar um campo novo, que muda quando ele se torna mais maduro. Portanto, não é só gerar projeto, é o modo como se trabalha com ele. E, com certeza, você vai gerar projetos a partir disso.”

O mais importante nessa iniciativa, segundo Resurreição, foi incorporar uma nova cultura, isto é, gerenciar um campo maduro de uma forma integrada e atuar no sentido de diminuir custos para garantir uma vida maior para ele. “Diminuir custos não é reduzir efetivamente custos, mas otimizá-los para se obter melhores resultados”, pondera.

Outro objetivo importante era identificar oportunidades para aumentar a recuperação de campos maduros. Dentro desse contexto, a Petrobras buscou também formas de utilizar a injeção de água, que é a tecnologia mais aplicada no mundo para aumentar a recuperação, mas de uma forma mais audaciosa, mais ousada.

“Usamos massivamente a injeção de água para aumentar a recuperação, mas tendo metas e volumes previamente estabelecidos”, explica ele. Isso porque, com o tempo, um campo maduro vai produzir mais água que óleo, inviabilizando a sua exploração. É quando as petroleiras partem para tecnologias alternativas, como gás lift e CO2, entre outras.

Projetos estruturantes – Resurreição observa que depois de um trabalho inicial em campos offshore, em uma segunda etapa, deflagrada em 2008, a Petrobras definiu três projetos estruturantes dentro do Recage. “O primeiro buscava criar referenciais internos de recuperação na Petrobras. Para isso fizemos um levantamento de todos os campos, onshore e offshore, classificando-os pelo seu grau de recuperação e de explotação”, explica.

Assim, em cada classe foi definido um referencial de recuperação coerente com as características do campo. “Estes referenciais nos possibilitam identificar problemas e buscar soluções. Por exemplo, se um campo classificado na faixa de recuperação de 40% não estiver apresentando esse resultado, é necessário saber por que isso não está sendo alcançado”, explica.

O outro projeto estruturante busca identificar possibilidades de reduzir o declínio de produção. “Buscamos formas de minimizar o declínio de um campo, buscando manter um equilíbrio entre o que está sendo extraído (petróleo) e o que está sendo injetado – e de novo demos foco na injeção de água.”

A terceira frente de ação é tecnológica. “Ou seja, identificar quais tecnologias deveriam ser implantadas em campos maduros para não somente reduzir o declínio como também apropriar mais reservas. É como se houvesse duas colunas: uma com foco no aumento do fator de recuperação e outra na redução de declínio. Tudo isso suportado por tecnologia, que pode ser existente, ou uma tecnologia a ser colocada”, complementa Resurreição.

“Enfim, são três projetos estruturantes que dão origem a uma série de ações a serem implementadas. Mas não dá para detalharmos um projeto específico”, afirma o gerente-geral de Reservas e Reservatórios da Engenharia de Produção da Petrobras.

Campos de testes – Ele reconhece que Marlim, o primeiro campo gigante da Petrobras em águas profundas a atingir a maturidade, vai ser usado como um grande piloto de testes de tecnologias do Recage, que poderão ser aplicadas depois em outros campos. O objetivo é minimizar o declínio e aumentar a longevidade desse campo que foi durante anos o maior produtor do país.

Resurreição não gosta de dar números, mas adianta, com certa reserva, que as ações dentro do Recage possibilitaram aumentar a recuperação entre 2% e 15%, de acordo com o tipo de campo. “Esta questão de incorporação de reservas depende muito do campo, mas podemos dizer que há um volume grande de óleo que poderá ser recuperado com novas tecnologias. Mas qualquer 1% de aumento é um valor substancial”, reafirma.

Petróleo & Energia, Ricardo Cunha Mattos Portella, Coordenador do Pravap, Recuperação avançada - Tecnologias aumentam produção e vida útil dos campos maduros
Portella: bactérias melhoram a distribuição do fluido na rocha

E reitera que a questão da filosofia de trabalho é fundamental. Além de tecnologias, é claro. “Hoje temos algumas tecnologias importantes sendo implantadas, como a sísmica”, afirmou. Há dois modos de usar a sísmica nesse gerenciamento do reservatório. Uma delas é a sísmica permanente, que está sendo implantadaem Jubarte. Comsensores permanentes, é possível fazer aquisição periodicamente, interpretar os dados e ver como o reservatório está se comportando. Instalado desde o início de atividade em um campo, essa sísmica vai dar informações ao longo de toda a vida dele. “Podemos identificar oportunidades de um poço novo, tirar poço ou colocar mais um. Enfim, nos auxilia no próprio desenvolvimento do campo. Será possível aumentar o fator de recuperação de Jubarte mais rápido porque vamos poder identificar mais rapidamente as transformações ocorridas no campo”, afirmou.

Em Marlim, são realizadas campanhas periódicas de aquisição de dados sísmicos, para obtenção de informações. “Fizemos uma em 2005, outra no ano passado. A cada cinco anos vamos fazer uma campanha. O grande desafio destas aquisições periódicas é melhorar o processamento, ser mais ágil e ter o retrato do reservatório para identificar onde há água e óleo”, disse.

Aprimorando tecnologias – “Temos alguns sistemas interessantes. Quando se trabalha com injeção de água, principalmente em offshore, o grande gargalo é a movimentação da água (do poço até a plataforma, onde é tratada). Para atenuar isso, há uma tecnologia chamada MWI, que trata água no fundo e injeta de novo no reservatório. A outra é a separação submarina de água-óleo: o óleo sobe e a água é reinjetada. Esta tecnologia está sendo implementada em Marlim e vai ser um grande avanço da indústria do petróleo”, explica Resurreição.

Outra tecnologia é a Raw Water Injector (RWI), que é a injeção de água bruta nos poços: a água é coletada no fundo do mar, tratada para tirar os sólidos e injetada nos poços. “Ela já é usada em águas rasas lá fora, mas a Petrobras foi pioneira em utilizá-la em águas mais profundas. “Pegamos essa tecnologia e a aprimoramos para usar na Bacia de Campos.”

Além da água, alternativas estão sendo testadas, como a injeção de CO2. “Mas com outro enfoque. A água não consegue empurrar o óleo muito pesado, acaba entrando nele. Usamos hoje o vapor para melhorar essa viscosidade. Mas o CO2 tem outros atributos, pois ele se mistura com o óleo melhorando suas condições de fluidez, aumentando a recuperação”, explica. “O problema do CO2 é que ele tem de ser gerado na maioria dos campos.” Presente no pré-sal, a injeção de CO2 é a tecnologia que começa a ser testada nos novíssimos e volumosos reservatórios descobertos nos últimos anos, que não estão ainda no foco do Recage.

Os resultados de alguns projetos do Recage confirmam o acerto dessa iniciativa da Petrobras. No campo terrestre de Carmópolis, em Sergipe, descoberto em 1963, e que atingiu seu pico de produção em 1989, com 27 mil barris por dia, a estatal conseguiu minimizar o declínio e pretende, até o próximo ano, estabelecer um novo pico de produção, superior a 30 mil barris.

No mar, o primeiro resultado mais significativo já revelado pela petroleira brasileira foi obtido no campo de Guaricema, descoberto em 1968 na costa de Sergipe: suas reservas teriam sido elevadas em mais de 20%. Na Bacia de Campos, as ações do Recage já teriam ampliado em 30% as reservas estimadas originalmente para os campos pioneiros (e, portanto, maduros) de Enchova, Garoupa, Pampo e Namorado.

Recuperação avançada – Coordenado pelo Cenpes, o Pravap está em sua terceira fase, de acordo com o coordenador do programa, Ricardo Cunha Mattos Portella. “Na primeira fase, focamos em alguns projetos temáticos, enquanto na segunda fase o foco foi na injeção de água, buscando resolver alguns problemas e otimizar a utilização dessa tecnologia. Agora estamos em uma nova fase, com 23 projetos em andamento, em três áreas: sísmica, reservatório e recuperação avançada”, explica. Todos estão sendo realizados em parceria com outras instituições e empresas fornecedoras de soluções”, salientou.

“O objetivo do Pravap não é aumentar o fator de recuperação dos campos, mas disponibilizar tecnologias que promovam o aumento do fator de recuperação. Ele é o braço técnico do Recage”, frisa Jose Roberto Fagundes Netto, gerente-geral de P&D em Geoengenharia e Engenharia de Poço do Cenpes, no qual está inserido o Pravap.

Ele não detalha os 23 projetos, observando que todas as ações previstas são implementadas em parceria com a área corporativa da estatal, sendo estratégica para as metas da companhia. Só na área de sísmica, há seis projetos em andamento, com foco no monitoramento permanente do reservatório.

“Os demais projetos estão distribuídos nas duas outras áreas, abrangendo otimização e aprimoramento da injeção de água, modelagem geomecânica de reservatório, recuperação de óleos pesados, injeção de gás e de polímeros, de vapor, entre outros”, comentou.

O Cenpes também vem trabalhando no desenvolvimento de novos produtos químicos, surfactantes, polímeros, enfim, soluções que sejam mais eficientes e econômicas. “E estamos investindo hoje em métodos de recuperação terciária, com soluções diferenciadas como o controle microbiológico, para melhorar o fator de recuperação”, revela Portella.

Um dos objetivos é injetar nutrientes que alimentem as bactérias nativas do reservatório para ajudar na sua proliferação controlada, uma vez que elas produzem polímeros que podem bloquear a dispersão da água (a meta é que a água siga por caminhos que possibilitem a recuperação do óleo, sem se espalhar por outros locais da rocha). “Também há estudos que visam a melhorar a distribuição do fluido na rocha-reservatório, por ação bacteriana”, complementa Portella.

Soluções técnicas que Portella e o gerente-geral evitam detalhar, destacando que uma linha importante de investigação vem sendo feita também na área de nanotecnologia. “São pesquisas embrionárias. Estamos participando de um grande consórcio operacional, em parceria com várias universidades brasileiras, que estão pesquisando esta área”, diz Fagundes Netto.

Um dos estudos se refere à produção de nanopartículas magnéticas. Injetadas no reservatório, por meio de métodos geofísicos baseados em eletromagnetismo, elas permitem detectar melhor a movimentação dos fluidos. “Isso vai permitir um contraste muito melhor, indicando a zona de água e a de óleo”, explica Jose Roberto Fagundes Netto.

A maioria dessas soluções vem sendo testada nas plataformas offshore e em campos terrestres pela Petrobras e pelo Cenpes, com equipes multidisciplinares de geocientistas e engenheiros. Na realidade, hoje há uma sinergia maior entre a área de geociências (geologia, geofísica e geoquímica), que se dedicava à etapa de exploração ou descobrimento, e o setor de engenharia ou “engeciências” (engenharias de perfuração, produção e reservatório), que cuidava da fase de produção e recuperação.

Essa sinergia acabou por evidenciar a necessidade de um redimensionamento na gerência geral de P&D de Produção do Cenpes, que acabou sendo dividida em Engenharia da Produção, sob o comando do gerentegeral Ricardo Beltrão, e Geoengenharia e Engenharia de Poço (ou engeciências), área dirigida por Jose Roberto Fagundes Netto.

Se antes essas duas atividades eram exercidas com certa dose de independência entre si, programas como o Pravap mostraram a interdependência entre esses dois ramos. Por isso, essas equipes interdisciplinares vêm se constituindo em peças-chaves para o sucesso de qualquer petroleira que sabe que, além de descobrir grandes reservas, é fundamental saber gerenciar seus reservatórios, de forma que assegure não somente maior produtividade, mas também longevidade.

[toggle_simple title=”Estudos para aplicar meor” width=”Width of toggle box”]

Com custo mais baixo e melhores resultados que a injeção de água, a recuperação melhorada do petróleo (Meor) é uma das soluções estudadas hoje pelo Cenpes, que aponta como desvantagens o fato de ser uma tecnologia embrionária, sobre a qual ainda há pouco entendimento dos mecanismos de recuperação, em razão até mesmo da sua rara aplicação pela indústria petrolífera.

Trata-se de uma tecnologia de recuperação terciária que utiliza micro-organismos ou produtos de seu metabolismo para a recuperação de óleo residual. Tais micro-organismos produzem polímeros e surfactantes que reduzem a tensão superficial óleo-rocha, fazendo com que o óleo se movimente com mais facilidade através dos poros da rocha. Os biossurfactantes auxiliam também na emulsificação e na quebra dos filmes de óleo das rochas.

O Cenpes estuda os mecanismos de recuperação do Meor, que se devem provavelmente aos múltiplos efeitos dos microorganismos no reservatório e no próprio óleo, como a formação de gás e aumento da pressão; produção de ácido e degradação da matriz calcárea; redução na viscosidade do óleo e da tensão interfacial pela produção de biossurfactantes; produção de solventes; degradação de macromoléculas do óleo, resultando em diminuição da viscosidade; entre outros.

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