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Edição 287 • 2006 |
| Fator 45 |
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| Pravap coordena desenvolvimento de tecnologias que viabilizam aumento do fator de recuperação em reservatórios |
| A Petrobras irá instalar no campo de Albacora, na Bacia
de Campos, um sistema chamado Raw Water Injection – RWI, de injeção
submarina de água do mar no reservatório com o objetivo
de aumentar a produção – hoje na casa dos 116 mil
barris/dia. A idéia é colocar uma bomba no subsolo marinho
para captar a água diretamente do fundo do mar – que contém
uma quantidade menor de sólidos – e injetar em oito novos
poços na área. O projeto é um exemplo de tecnologia viabilizada pelo Programa de Recuperação Avançada de Petróleo – Pravap, desenvolvido no Centro de Pesquisas da Petrobras. “Esse é um bom exemplo para mostrar que recuperamos um índice maior de óleo no reservatório. O projeto de injeção de água no Campo de Albacora só foi viabilizado, em termos econômicos, por conta dessa tecnologia que foi desenvolvida dentro do âmbito do Pravap”, comenta o coordenador do Programa, Ricardo Cunha Mattos Portella. Os testes de bancada mostraram a viabilidade técnica do RWI. O equipamento para injeção de água está em construção e deverá ser instalado no próximo ano. Uma das vantagens é desonerar as plataformas de novos equipamentos que seriam necessários – principalmente para as unidades mais antigas, como é o caso das plataformas P-25 e P-31, que estão instaladas no campo de Albacora. No ano passado a Petrobras investiu R$ 45 milhões nos projetos ligados ao Pravap – o que inclui o custeio da mão de obra do Cenpes e de outras unidades envolvidas nos projetos. Sob a coordenação de Portella estão 73 projetos ativos – com mais de 150 pesquisadores. O novo cenário exploratório mundial – marcado por descobertas cada vez mais escassas e reservatórios já maduros – coloca o desenvolvimento de novas tecnologias que aumentem a eficiência na recuperação na lista de prioridades das petroleiras. O objetivo é aumentar, ao máximo possível, o índice de recuperação – que podem passar dos 40% na maioria dos casos em que são aplicadas tecnologias de recuperação avançada. O método mais utilizado pela Petrobras é a injeção de água – em terra, também é bastante utilizada a injeção de vapor para aumentar a recuperação dos campos. “Até pouco tempo tínhamos vários projetos de injeção de gás para recuperação secundária, que tem algumas vantagens quando o reservatório já tem naturalmente uma capa de gás. Mas, como o insumo virou uma commodity de valor, é mais vantajoso comercializar do que injetar para recuperação secundária. Praticamente todos os projetos de recuperação são realizados com injeção de água – que é um recurso mais abundante, especialmente no mar”. Além do projeto de otimização da injeção de água, a carteira do Pravap inclui estudos sobre acidulação biogênica – que lida com o problema de geração de H2S dentro dos reservatórios causada pela injeção de água – e sobre as incrustrações salinas no reservatório e na coluna de produção do poço causadas pela mistura da água do mar com a água de formação do reservatório, que vão obstruindo os tubos do poço produtor. A existência de heterogeneidades no reservatório é um dos problemas existentes na recuperação secundária que causam ineficiência do processo – porque podem criar canais preferenciais para a água deixando uma grande parte do óleo no reservatório. Uma das soluções pesquisadas é o uso de polímeros seletivos a água nos poços produtores. Este processo chamado Selepol bloqueia os canais preferenciais de produção de água, não interferindo nas zonas de óleo permitindo assim uma maior recuperação. O processo já foi utilizado com sucesso em campos terrestres, e o desafio no momento é utilizá-lo no campo de Marlim – os testes deverão ser efetuados até primeiro semestre do próximo ano. Qual é o momento exato? O pensamento da indústria é iniciar a injeção de fluidos no reservatório junto com a produção do campo. Na Petrobras, por exemplo, quase todos os novos projetos já trazem um projeto de recuperação secundária. As (raras) exceções são os casos em que as características do óleo ou o ponto de pressão de saturação permitem aguardar a queda na pressão para dar inicio aos projetos de injeção. “Idealmente, já pensamos em injetar água desde o inicio da produção da plataforma, para manter a pressão do reservatório no mesmo nível – observamos mais vantagens no uso dessa metodologia, do que arriscar criar capas secundárias de gás no reservatório que trarão diversos problemas para a produção do campo”, explica o coordenador do Pravap. Portella não arrisca cravar um número exato, mas calcula que, em campos em que foram implantadas essas tecnologias, o fator de recuperação poderá crescer de 1% a 5%. O Pravap também atua na área de recuperação terciária de petróleo que inclui métodos térmicos e miscíveis entre outros. Um dos projetos diz respeito a determinação da pressão de imiscibilidade do CO2 com o óleo – para dar suporte à injeção de CO2 em campos localizados na Bacia do Recôncavo. “Temos vários projetos na área de injeção de vapor contínua e a injeção de vapor cíclica – quando injetamos vapor em um poço, aguardamos um tempo e depois produzimos por aquele mesmo poço. E também projetos para estudos de combustão in situ – quando injetamos ar para promover uma combustão das partes mais pesadas do petróleo, o que aquece e recupera a parte leve do óleo”. |
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