Aprovados estudos para indicação de áreas do Polígono do Pré-Sal para inclusão em rodada de licitação

A diretoria da ANP aprovou estudos geológicos e econômicos sobre a indicação de quatro blocos para inclusão, futuramente, em rodada de licitação, sendo um bloco na Bacia de Santos e três localizados na Bacia de Campos, todos no Polígono do Pré-Sal.

Os estudos seguem para análise do Ministério de Minas e Energia (MME), que tem a competência legal de propor ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), ouvida a ANP, a definição dos blocos que serão objeto de concessão ou de partilha de produção, bem como o sistema de oferta e parâmetros a serem adotados para cada um deles.

Gás natural: aprovada consulta sobre edital da Chamada Pública CP 04 para o Gasbol

A Diretoria da ANP aprovou a realização de consulta pública para obter contribuições, de agentes econômicos e demais interessados, sobre o Edital de Chamada Pública (CP 04) para a contratação de Capacidade de Transporte de Gás Natural no Gasoduto Bolívia-Brasil (gasoduto de transporte da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.). O objetivo do edital é a identificação de potenciais carregadores (agentes econômicos autorizados pela ANP a contratar o serviço de transporte dutoviário de gás natural) e a contratação de capacidade de transporte firme (com garantia de movimentação até o volume contratado) no gasoduto para o período de 2023 a 2027.

Devido à transição para um novo modelo de reserva de capacidade de transporte no Brasil e de tarifação dessa capacidade, é fundamental a participação dos agentes na discussão das cláusulas e documentos utilizados no Processo de Chamada Pública, uma vez que eles apresentam as tarifas de referência aplicáveis ao serviço de transporte firme objeto da contratação.

Após a análise das contribuições recebidas durante a consulta pública, haverá a aprovação da minuta de edital e, como anexo, das minutas dos contratos de transporte pela Diretoria da ANP. Também deverão ser aprovadas a Receita Máxima Permitida da TBG e as tarifas de referência aplicáveis ao serviço de transporte firme a ser contratado por meio da Chamada Pública, uma vez que estes valores fazem parte do edital, em cumprimento ao estipulado na Nova Lei do Gás (Lei 14.134/2021).

A Chamada Pública será conduzida de maneira indireta pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S/A (TBG).

RenovaBio: processo de certificação poderá ser feito pelo SEI até normalização do RenovaCalc

Conforme comunicado previamente, como medida de segurança, os sistemas da Agência foram retirados do ar para avaliação da segurança cibernética, dentre eles o Sistema RenovaCalc. No momento, a Agência trabalha pela retomada de seus sistemas.
A fim de mitigar os efeitos para o programa RenovaBio, os agentes interessados devem, temporariamente, seguir as seguintes instruções:
– Para aprovação de Consulta Pública – enviar a planilha RenovaCalc (v.7 ou v.8) e a proposta de Certificado da Produção Eficiente de Biocombustíveis, ambos em formato Excel, somente pelo SEI;
– Após aprovação do processo de certificação – enviar Certificado da Produção Eficiente de Biocombustíveis preenchido manualmente em Excel e assinado, pelo SEI.
Após o reestabelecimento do RenovaCalc, será emitido novo comunicado, dispondo sobre o prazo para regularização dos dados no sistema.

Alunas dominam as pistas da Shell Eco Marathon

Competição de carros ultra eficientes contou com mais de 80% deles pilotados por mulheres.

Nos boxes, são quase 300 jovens universitários que constroem, consertam e aperfeiçoam seus protótipos de carros. Nas pistas, são trinta carros que disputam o melhor tempo feito em 8,4km, com o menor uso de gasolina, etanol ou eletricidade. Mas dentro deles, são elas que são responsáveis pelo desempenho nas pistas. Na quinta edição da Shell Eco Marathon, mais de 80% dos protótipos são pilotados por alunas.

Thaila Mariano, pilota da equipe Pé Vermelho Racing Team, da UTFPR Medianeira, fala sobre ser uma das representantes femininas na competição: “Meu professor costuma falar que as mulheres têm mais atenção ao volante”, conta a aluna de engenharia elétrica. “Participar da Shell Eco-marathon me ajudou a adquirir conhecimentos práticos de mecânica e me aprimorar na elétrica também. Além disso, está sendo uma emoção muito grande representar a equipe como pilota, passar na pista e ver o pessoal torcendo foi incrível”, se emociona.

Já a aluna Giovana Vecchio Soares, da Ecofet Etanol da CEFET MG ressaltou que a competição contribui com seu processo de aprendizado na universidade: “A Shell Eco Marathon tem tudo a ver com o que eu estudo, principalmente pela eficiência energética. É uma grande oportunidade estar aqui e participar, depois de ano e meio de muito trabalho”.

Além do cargo de pilota, Giovanna também é capitã da equipe elétrica e divide o posto com Mateus Martins, que também é piloto da equipe. “Toda equipe tem dois pilotos e é uma experiência que vale mais mil palavras. Então, nós dois vamos ter a oportunidade de dirigir nosso carro na competição”, comenta Mateus. Cada equipe tem quatro chances de realizar o percurso, que contempla 10 voltas na pista (840m), em no máximo 25 minutos. A equipe que finalizar o percurso utilizando a menor quantidade de energia, vence.

Estreante na competição, a ansiedade é grande. “Nossa equipe é totalmente nova, somos 20 pessoas e temos apenas duas que já estiveram na Shell Eco Marathon de 2019 e 2018. Trabalhamos por mais de um ano para chegar aqui e estou nervosa, ansiosa e animada ao mesmo tempo”, diz Giovana.

Sobre a Shell Eco-marathon

É a competição universitária de eficiência energética da Shell que convoca universitários a construírem automóveis ultraeficientes em três categorias de energia: Etanol, Gasolina e Bateria Elétrica. Uma vez aprovado na inspeção técnica, cada veículo deve percorrer 10 voltas em no máximo 25 minutos. A equipe que fizer o percurso utilizando a menor quantidade de energia, vence. Nesta edição, a etapa brasileira reúne cerca de 300 estudantes de todas as regiões do Brasil e de países como Colômbia, Peru, Argentina e México. Mais informações em www.shell.com.br/sem.

Petrobras informa sobre notícias divulgadas na imprensa

A Petrobras, em relação às notícias veiculadas na mídia referentes ao processo de desinvestimento da Braskem, reafirma que sua participação na Braskem faz parte da carteira de ativos à venda pela companhia, conforme divulgado no Plano Estratégico 2022-2026. A Petrobras informa que não está conduzindo nenhuma estruturação de operação de venda no mercado privado. Adicionalmente, a Companhia informa que não é verdadeira a informação que recusou proposta do BTG.

Recuperação avançada: um estudo de caso PRIO (Por Elida Gurgel Pinto, Karla dos Santos Gomes e Richard Moreira, da PRIO (PetroRio))

As reservas mundiais de petróleo estão diminuindo e as descobertas de novos campos têm se tornado raras e caras, mediante aos novos desafios exploratórios. Nesse cenário, o aumento do fator de recuperação em campos produtores será um fator muito importante para atender à crescente demanda nos próximos anos.

A implementação dos métodos de recuperação avançada de petróleo, chamados de Enhancement Oil Recovery (EOR), é feita essencialmente para recuperar o óleo que não pode ser extraído pelos métodos de recuperação primária ou secundária. Assim, a Enhanced Oil Recovery pode ser definida como um grupo de técnicas utilizadas para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos pela injeção de materiais que normalmente não estão presentes no reservatório.

Os métodos de EOR surgem da necessidade de aumentar a vida útil de um reservatório, elevando-se, assim, o fator de
recuperação e, consequentemente, o lucro do processo. Esses métodos são aplicados para retirar o petróleo de difícil explotação em reservatórios que podem ou não ter passado pelos métodos de recuperação primária e secundária.

Importante salientar que a recuperação primária se baseia na produção do óleo pelo diferencial de pressão entre o poço de
produtor e o reservatório. Com o passar dos anos, a pressão do reservatório diminui a ponto de o poço não ter mais surgência, para amenizar a depleção, são aplicados métodos de recuperação secundária, que consistem na injeção de fluido para manter ou até elevar a pressão.

A necessidade de utilização de EOR ocorre devido ao pequeno percentual de recuperação da maioria dos reservatórios de óleo e gás existentes. As características do reservatório, do fluido e da rocha é que vão definir o método a ser utilizado para o processo de EOR. Os métodos de recuperação avançada usuais podem ser divididos em diversas categorias, conforme mostra Figura 1.

O fator de recuperação médio para campos de petróleo no Brasil é de cerca de 21%, contra apenas 14% de média na
bacia de Campos. Os dois valores se encontram significativamente abaixo da média mundial de 35%. Isso significa que ainda deixamos mais de dois terços do óleo que foi descoberto dentro do reservatório.

A implementação dos métodos de recuperação avançada de petróleo caracteriza a fase terciária, auxiliando no aumento do
fator de recuperação final, o que será uma necessidade para atender à demanda futura. Os baixos fatores de recuperação
brasileiros podem ser interpretados tanto como um problema, quanto como uma oportunidade de negócios.

É evidente que aspectos como a qualidade do petróleo (API, viscosidade e presença de contaminantes) e os maiores custos de redesenvolvimento dos campos, muitos situados em águas profundas ou ultraprofundas, devem ser levados em conta.

As atividades nesses campos maduros são atrativas para companhias como a PRIO que buscam um portifólio de baixo risco ao contrário do cenário exploratório. Dependendo das características do campo e das propriedades do reservatório, os operadores terão que lidar com desafios que podem começar a surgir junto com o declínio da produção do campo.

As altas de preço do petróleo são um dos fatores que incentivaram o desenvolvimento e aperfeiçoamento dos projetos de recuperação avançada, e muitas inovações representam a resposta às necessidades do mercado.

No Brasil, métodos químicos e miscíveis são os que apresentam uma maior tendência de desenvolvimento, sendo incentivados, principalmente, pela utilização de coprodutos da produção dos biocombustíveis e pelo uso de gás, especialmente CO2, este último com a vantagem de contribuir para mitigação das mudanças climáticas.

Estudo de caso do campo de Frade – injeção de gás

Frade é um campo maduro que produziu o primeiro óleo em 2009 e atingiu seu pico de produção em 2011, de acordo com a Figura 2. Este campo possui lâmina d’água que varia de 1000 a 1300m e atualmente conta com dez poços produtores. Tem um sistema de elevação artificial por gás lift e produz a partir de reservatórios areníticos através de poços horizontais.

Operação e resultados da injeção de gás

De acordo com Nascimento et al. (SPE-210499-MS) – colaboradores da PRIO, a técnica de injeção de gás dentro do reservatório pelo poço produtor aumenta o índice de produtividade (IP) e a vazão de óleo temporariamente nos reservatórios que sofrem com a compactação e a migração de finos nas telas do poço. Além disso, aumenta o perfil de temperatura e auxilia na garantia de escoamento, minimizando a possibilidade de formação de hidratos.

A operação de injeção de gás, como chamamos na PRIO, é realizada periodicamente fechando o poço por poucas horas e
injetando gás através da linha de “gas lift” dentro do mesmo poço, passando pelas telas, indo até o reservatório. Logo após a
operação, o poço é reaberto e volta produzir, com fluxo maior.

Em Junho de 2021, o procedimento de injeção de gás foi realizado em um dos poços de Frade. Após reiniciar o poço, o mesmo foi alinhado para o separador de teste e monitorado por alguns dias, medindo-se continuamente o ganho de produção de óleo e gás.

O poço começou produzindo 500 bbl de óleo por dia a mais no dia 1 e manteve-se por mais 10 dias em continua produção com uma taxa de produção e IP maior que o comparado aos valores anteriores a operação de “gas injection”. Somente nesta operação foram produzidos em torno de 2400 barris de petróleo incremental.

No geral e até o presente momento, a produção média de óleo do poço após a injeção de gás é mais que 20% maior em relação a produção sem qualquer efeito da injeção de gás, o que resulta em um aumento da produção de sucesso para um período de dez dias de produção.

Para contabilizar e avaliar com precisão o ganho financeiro para esta operação, é necessário descontar do incremento do petróleo os custos operacionais, que compreendem:

• Tempo de inatividade do poço durante o fechamento do poço;
• Custo da injeção do inibidor de hidrato;
• Custo do gás adicional que precisa ser usado (no campo de Frade existe um gasoduto de exportação/importação de gás com contrato de compra e venda com outro operador) – disponível durante a injeção.

Vale ressaltar que esta operação de injeção de gás é uma intervenção de baixo custo, simples e rápida, utilizando recursos já disponíveis no local. Na perspectiva de adicionar riscos adicionais em um cenário de longo prazo ao reservatório, completação ou equipamentos submarinos, foram realizadas avaliações de risco interdisciplinares, e as conclusões finais são de que esta
operação não apresenta riscos maiores/não controlados que dificultem a implementação desta técnica.

Por fim, esperamos que o êxito no estudo de caso deste poço sirva como precursor e possibilite o estudo de condições análogas em outros campos maduros e poços de produção.


(Foto: Divulgação)

Elida Gurgel Pinto é engenheira de Materiais e Industrial, formada pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), pós-graduada em Engenharia de Petróleo pela Universidade Potiguar (UnP)

Karla dos Santos Gomes é engenheira Química, formada pela Universidade Federal Fluminense (UFF), pós-graduada em Engenharia de Petróleo pela PUC-RJ

Richard Moreira é engenheiro de Minas, formado pela Universidade Federal de Ouro Preto (UFOP), mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo pela Universidade de Campinas (Unicamp).