Edição 270 - MARÇO/2005 - Revista Petro & Química

Petrobras investe no desenvolvimento de tecnologias para viabilizar a monetização de uma reserva de 3 bilhões de barris de óleo pesado.

No final deste ano, a plataforma P-34 deverá estar produzindo 60 mil barris diários no campo de Jubarte, área norte da Bacia de Campos – uma antecipação do projeto definitivo, que vai contribuir para que o país chegue à auto-suficiência. Mas, mais do que isso, será nesse campo que a Petrobras irá avaliar, em escala real, inovações tecnológicas para a produção de óleos pesados.

A plataforma estará ligada a quatro poços produtores, cada um com um sistema de elevação diferente: dois com gás lift – que é o sistema padrão da Petrobras para águas profundas – e dois com sistemas de bombeio elétrico – um sistema com a bomba a jusante da árvore de natal, e outro com a bomba no interior do poço. “Vamos poder aprender qual o sistema de elevação mais eficiente para este cenário de aplicação e antecipar problemas que poderiam ocorrer na fase definitiva”, justifica o coordenador do Programa de Óleos Pesados Offshore da Petrobras, Wagner Luz Trindade.

A Petrobras já adquiriu alguns dados sobre a produção desse campo – que tem reservas de óleo 17º API – desde outubro de 2002, através de um teste de longa duração feito com o FPSO Seillean. O poço ESS-110, perfurado com um trecho horizontal de 1.070 metros, mostrou uma vazão de 20 mil barris diários – uma produtividade inicial 18 vezes maior do que teria um poço vertical. Até então, o poço horizontal de maior extensão em águas profundas já perfurado pela Petrobras tinha 800 metros.

O reservatório de Jubarte é composto de uma rocha muito permeável – que faz com que o óleo flua mais facilmente, mas com uma tendência de produção de areia acima do tolerável. O problema seria o limite para a utilização das tecnologias de contenção de areia em poços de longa extensão, tanto das telas expansíveis quanto do sistema gravel pack – nesses primeiros poços a solução mais viável continua sendo o gravel pack (o sistema de empacotamento do poço com areia).

O próprio sistema de elevação já foi testado com uma bomba de 900 hp – a mais potente que a Petrobras já tinha usado em operações offshore.

Na unidade de produção, os problemas de formação de espuma – que dificultam a separação do óleo, gás e água – exigiram a adequação de equipamentos e o uso de produtos químicos.

“Com o monitoramento da produção, eliminamos uma série de dúvidas”, conta Trindade.

Jubarte não é o única descoberta de petróleo pesado – nem o único laboratório da Petrobras. Algumas tecnologias vêm sendo testadas nos campos de Fazenda Alegre, na parte onshore da Bacia do Espírito Santo, e de Siri, na Bacia de Campos – que têm reservas de óleo ultrapesado, de 13º API.

Das reservas provadas da Petrobras pelo critério SPE, 3 bilhões de barris são de de óleo abaixo de 19º API. “Em 2010, a Petrobras vai estar produzindo 2 milhões barris diários, dos quais 450 mil barris serão de óleo pesado”, estima o coordenador.

A quantidade de reservas desse tipo de petróleo pode ser bem maior do que essa já provada, basta que novas tecnologias viabilizem o desenvolvimento da produção ou aumentem o fator de recuperação – que em campos de óleos abaixo de 19º API em média giram em torno de 20%. No campo de Marlim, onde o óleo produzido tem 20º API, o fator de recuperação final atingirá 40%. Já para o campo de Jubarte, com 17º API, a Petrobras espera chegar a 30%.

O desenvolvimento dessas tecnologias está sob coordenação do Programa de Óleos Pesados Offshore – Propes, criado em outubro de 2002 para viabilizar a incorporação de reservas e a produção desse tipo de petróleo. “Antes desse programa ser criado, já existiam esforços para desenvolver tecnologias para a produção de óleos pesados. Diante de perspectivas cada vez maiores, foi necessário criar um programa de pesquisa e desenvolvimento específico”.

Hoje o Propes tem como meta viabilizar a produção daqueles 450 mil barris diários em 2010. Para isso trabalha em conjunto com várias unidades de negócios da companhia – e até mesmo com institutos de pesquisa externos – investindo recursos financeiros e humanos – aquele chamado H/H. No total, são 44 projetos, que vão desde a perfuração de poços horizontais até o processamento em unidades de produção.

Os desafios

Para produzir petróleo com grau API abaixo dos 19º, só mesmo investindo pesado em tecnologia – em todas as fases do processo.

O primeiro desafio é ter poços horizontais, que aumentem a vazão do óleo. “À medida em que a Petrobras começou a descobrir essas reservas de óleo pesado, ao norte da Bacia de Campos, notamos que as vazões dos poços não eram suficientes para justificar o desenvolvimento desses reservatórios”, conta Trindade.

No campo de Pampo, que tinha óleo de 13º API, a Petrobras teve sua primeira experiência offshore. Até então, a literatura existente dava conta que a relação de produtividade em poços horizontais eram de duas a cinco vezes maior do que um poço vertical – a surpresa do poço 39 foi uma produtividade oito vezes maior.

“Em Fazenda Alegre conseguimos uma produtividade 15 vezes maior. E quando furamos o poço ESS-110 em Jubarte, conseguimos um fator inicial 18 vezes maior, que atualmente está estabilizado em 12 vezes. Isso mudou nosso conceito”.

A meta agora é chegar a poços com trecho horizontal de 2.000 metros – até 1.200 metros a tecnologia já está assimilada. O fator mais importante, no entanto, é o recobrimento – no campo de Jubarte, onde a distância entre o subsolo marinho e o poço é de 1.500 metros, perfurar um trecho horizontal de 1.070 metros não foi grande problema. Em áreas como o campo de Albacora Leste, onde a espessura de recobrimento chega a 500 metros, perfurar um poço com esse trecho horizontal já se torna crítico. “Completar esse poço é a grande complexidade. A pressão necessária para deslocar a areia para fazer o gravel pack não pode ser muito grande, para evitar o fraturamento da formação”, explica Trindade.

Na formação de Siri, em lâmina d’água de 100 metros na Bacia de Campos, a Petrobras perfurou um poço horizontal com trecho de 2.000 metros, numa formação do tipo carbonato – que não desagrega tão facilmente – diferente da maioria das jazidas encontradas no Brasil, que estão em arenito. Estudos iniciais dão conta de que em um projeto definitivo para a área, caso todas as premissas se confirmem, a produção seria de 100 mil barris diários – a companhia busca uma unidade para fazer um teste de longa duração e avaliar o comportamento do reservatório.

Mas nos outros casos o desafio é fazer a tela expansível funcionar, ou então desenvolver metodologias de gravel pack para grandes extensões horizontais. Só que, em poços de longa extensão, o esforço necessário para expandir as telas seria incompatível com a tecnologia existente – em quase todos os poços horizontais a Petrobras utiliza o gravel pack.

Outro desafio é encontrar o método ideal para elevação desse óleo. Com a P-34 serão testados três sistemas diferentes: dois poços com gás lift, um poço com a bomba próxima da árvore de natal, e outro sistema com a bomba dentro do poço.

O gás lift é o sistema padrão da Petrobras para elevação artificial em águas profundas. Relativamente de baixo custo e de fácil manutenção, uma linha injeta gás junto à coluna de produção, “empurrando” o óleo para a plataforma. Só que os sistemas de gás lift não têm se mostrado eficientes para a produção de óleos pesados – primeiro porque a quantidade de gás demandada para o petróleo pesado é bem maior e, por vezes, o gás transpassa o óleo.

A solução mais eficiente seria o uso de bombeio elétrico, embora a manutenção desses equipamentos tornem a opção mais cara – imagine quanto custa uma operação de substituição de uma bomba submersa.

“A proposta é tentar desenvolver, junto aos fornecedores, sistemas de bombeamento que tenham maior confiabilidade, para que essas bombas durem mais tempo. A outra opção é tirar a bomba de dentro do poço: com a bomba no fundo do mar, a manutenção é facilitada”.

A potência dessas também será um item crítico: as bombas utilizadas até então em lâminas d’água rasa, para vazões de até 2 mil barris diários, tinham potência de 200 hp. No teste de longa duração feito no campo de Jubarte, a bomba utilizada tinha 900 hp, e as duas bombas que estarão ligadas à P-34 terão 1.200 hp – o que existe de mais potente disponível.

No campo de Siri, com lâmina d’água rasa – e acesso ao poço feito através da própria plataforma – a opção mais eficiente foi utilizar bombeio elétrico.

Em parceria com pesquisadores da Universidade de Campinas, a Petrobras estuda o método core flow – que consiste em lubrificar com água as paredes das linhas de escoamento de óleo.

Outra linha de pesquisa estuda o bombeio de cavidade progressiva – a tecnologia atual mostra que essas bombas conseguem escoar fluidos sólidos e pesados, só que em vazões de até dois mil barris por dia.

Seja qual for o método de elevação, o problema é controlar a temperatura da linha quando ocorre uma parada imprevista no fluxo. “Quando a produção pára de uma maneira controlada, substituímos esse óleo por diesel. Mas quando ocorre uma parada sem controle, o óleo esfria a 4º C, e pode ocorrer a formação de hidratos, bloqueando as linhas”, explica o coordenador do Propes.

Estudos vêm sendo feitos, tanto para conhecer qual a temperatura e qual o tempo para a formação do hidrato, quanto para desenvolver soluções que mantenham as linhas de produção aquecidas.

“Estamos desenvolvendo um sistema elétrico que utilize a energia também para aquecer a linha no momento em que a bomba pare de funcionar. Esse projeto já está na fase de protótipo – só não instalamos ainda porque as primeiras análises têm mostrado que o custo desse aquecimento é muito alto para grandes distâncias, principalmente por causa da parte elétrica no fundo do mar”.

Quando o óleo fica emulsionado em água, o escoamento e a elevação também viram um problema. Para isso, a saída é encontrar o desemulsificante e o antiincrustrante correto. Em outra linha, os pesquisadores trabalham para desenvolver quebradores de emulsão – que evitam a formação de emulsão no início, ou até mesmo quebrando a emulsão ao longo da linha. “A complicação foi desenvolver um umbilical que consiga levar energia elétrica e produto químico a montante da bomba quando esta se encontra no fundo do poço”.

Uma vez na plataforma, o desafio é separar esse óleo – que traz um volume de água maior do que os campos de óleo leve. Na plataforma PPM-1, instalada no campo de Pampo, a Petrobras vem testando os hidrociclones para separação de água. Os técnicos avaliam que a utilização de hidrociclones apresenta grandes perspectivas em redução de área e capacidade de carga requerida para instalação offshore. Outra vantagem é que o hidrociclone já deixa a água em condição de descarte – com limite de 20 ppm de óleo – ou para reinjeção.

No projeto da plataforma para a fase 2 do campo de Jubarte, a Petrobras incluiu um separador de água livre no primeiro estágio, e um vaso tratador de óleo que trabalhe em temperaturas mais altas. “O tratador da P-57 vai tratar o óleo a 140ºC. Ensaios de bancada têm mostrado que essa temperatura é suficiente para adequar o óleo às condições de transporte”.

Os pesquisadores também estudam a aplicação de produtos químicos de forma a utilizar equipamentos de separação com maior capacidade sem que haja a necessidade de aumentar o tamanho das plantas.
E, quando todas essas tecnologias de fronteira estiverem disponíveis, uma nova etapa na produção de petróleo poderá ser atingida – estimativas conservadoras dão conta de que as reservas prováveis e possíveis de óleo pesado girem em torno dos 4 bilhões de barris, à espera de tecnologia que viabilizem sua produção.