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).
