Texto Reproduzido da Revista
Petróleo & Energia:
Autora:
Bia Teixeira
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 de 12,5 a 20 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.
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 de 12,5 a 20 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.
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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.
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.
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.
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, desde 2003 a empresa 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 até 2012, a meta era elevar em sete pontos percentuais. Hoje eles evitam falar sobre esses números.
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.
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 implantada em Jubarte. Com sensores 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
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.
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 implantada em Jubarte. Com sensores 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
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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.
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.
ESTUDOS PARA APLICAR MEOR
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 micro-organismos 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.
PETROLEIRAS QUEREM EXTRAIR MAIS DE
50% DO ÓLEO RETIDO
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 até 2030. A empresa 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. Em 1998, a petroleira 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 de 330 km e 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.
Hoje, até mesmo no Oriente Médio, onde um incremento de 1% no fator de recuperação poderia significar bilhões de barris, a recuperação avançada é discutida, uma vez que acabaram os tempos de óleo fácil. Várias companhias da região já começaram a testar técnicas mais novas e caras que a injeção de água e gás para aumentar o fator de recuperação de campos que já dão sinais de envelhecimento.
A injeção de polímeros está sendo usada pela Petroleum Development Oman em seu campo de Marmul, descoberto em 1956, com a expectativa de aumentar em 30% a recuperação do óleo pesado existente no reservatório.
Com 34% de participação na petroleira de Omã, a anglo-holandesa Shell participa desse projeto, que injeta cerca de 100 mil barris de solução de polímero por dia desde 2010.
A francesa Total também faz testes na região: com injeções de gás e outras técnicas, incluindo água, a empresa ampliou em mais de 15% o potencial previsto nos planos de desenvolvimento do campo de ABK em Abu Dabi. A petroleira francesa também avalia técnicas relativamente novas, como o dióxido de carbono, que pode dar um ganho de até 8% no fator de recuperação do óleo existente nesse reservatório. Ou seja: a ideia é ampliar a produção nos campos que vêm abastecendo a humanidade há mais de quatro décadas.
Abraços a Todos!
Luiz Henrique
luizhenrique_99@yahoo.com
Mais uma vez parabéns!
Um abração