A Petrobras passou os últimos anos apoiando nas descobertas o aumento da produção de petróleo. Mas, como toda boa senhora que já passou dos cinqüenta, percebeu a importância daquelas injeções rejuvenescedoras – e agora está, literalmente, injetando energia para aumentar a vida útil de campos que já ultrapassaram o pico de produção.

Pelas contas da companhia, até o final da década, o país deverá estar produzindo 2.296 mil barris diários – um crescimento de 27% sobre a média produzida no mês passado. Desse total, nada menos que 73 mil barris virão dos trabalhos de revitalização aplicados nos campos de Albacora e Barracuda. “Estamos injetando mais energia para aumentar a produtividade desses campos”, explica o diretor da área de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella.

A Bacia de Campos, onde estão localizados os dois campos, abriga vários reservatórios maduros – 32 dos 55 existentes já passaram da “flor da idade”. Para aumentar a recuperação do petróleo remanescente dessas áreas, a Petrobras vem investindo em estudos e desenvolvimento de tecnologias capazes de aumentar a vida útil dessas áreas – nos últimos anos a companhia conseguiu elevar em 5% o fator de recuperação de óleo nesses campos.

É bem verdade que os grandes saltos na produção ocorrem com a estréia das novas plataformas – serão sete até 2008, e mais uma da Shell e outra da Chevron, aumentando para 2.191 mil barris por dia a produção interna. Para esses casos, a Petrobras quer evitar os atrasos na entrada em operação – o que tem reduzido a geração de caixa da companhia.

Até o final deste ano, a companhia irá colocar em operação quatro novas plataformas de produção: SSP Piranema, FPSO Cidade de Vitória, P-52 e P-54. Pelas contas de Guilherme Estrella, 2007 vai apresentar uma produção média de 1,85 milhão de barris por dia – 4% maior do que em 2006. Até 2012, a produção deverá saltar para 2,421 milhões de barris por dia – e 2,812 milhões de barris em 2015.

O desenvolvimento desses campos confirma o Brasil como o paraíso dos FPSOs – Devon, Shell, Chevron e StatoilHydro optaram por esse tipo de plataforma para os campos de Polvo, Parque das Conchas, Frade e Peregrino – e a Petrobras como maior investidora em sistemas flutuantes de produção – segundo levantamento da consultoria Douglas-Westwood, no período de 2007 a 2011 a Petrobras irá instalar 13 plataformas, de um total de 121 unidades offshore implantados em todo o mundo.

Dos US$ 65,1 bilhões que a Petrobras pretende investir no período 2008 - 2012, US$ 51,3 bilhões serão destinados à produção e US$ 13,8 bilhões à exploração de petróleo. “Isso faz da Petrobras uma das empresas que mais investem em exploração em todo o mundo”.

Os trabalhos realizados nos campos de Albacora – injeção de água – e Barracuda – adensamento da malha – deverão elevar em 73 mil barris a produção diária na Bacia de Campos, onde a Petrobras já registrou aumento de 32,4% para 35,4% no fator de recuperação com a aplicação de novas tecnologias. Só na Bacia, a Petrobras irá investir US$ 9,3 bilhões entre 2007 e 2012 em tecnologias para aumentar a extração de petróleo que nem era contabilizado como reserva provada – porque sua produção não era viável há até poucos anos. “A vantagem é que você já tem nesses campos uma infra-estrutura implantada”, avalia o gerente geral da Unidade de Negócios da Bacia de Campos, Carlos Eugenio Melro da Ressurreição.

Em Albacora, a Petrobras irá perfurar 19 novos poços – sendo dez produtores e nove injetores – para melhorar a drenagem dos reservatórios, além de instalar o sistema submerso de injeção Raw Water Injection. “Nesse campo já temos resultados com a auto-injeção”, ressalta Carlos Eugenio.

No campo de Bonito – reservatório carbonático de baixa permeabilidade – a Petrobras irá perfurar um poço horizontal de longo alcance multifraturado para elevar o fator de recuperação. Membro Siri, reservatório do campo de Badejo que chegou a ser anti-econômico, poderá chegar a um novo pico de produção quando estiverem implementadas soluções para produção de óleo pesado.

Em Marlim – onde a Petrobras já registra ganhos de produtividade após o uso da sísmica 4D para mapear o deslocamento do óleo no reservatório e a partir disso definir a estratégia de perfuração de poços – o volume a ser extraído ainda justifica um grande investimento na perfuração de 20 novos poços e na instalação de processo de separação submarina – que aumenta a produtividade sem alterar as instalações das já saturadas plataformas. “Somente na Bacia de Campos a Petrobras prevê dobrar para 2 milhões de barris por dia a injeção de água, mantendo a produção de petróleo”, ressalta o executivo.

Carlos Eugenio: vantagem de ter infra-estrutura implantada

Carlos Eugenio destaca a implantação do sistema de gerenciamento digital integrado – Gedig. “Uma forma de trabalhar integrada, que reúne engenheiros de várias especialidades, geólogos, geofísicos e técnicos, que permite o monitoramento do campo em tempo real e agiliza os projetos que vão ser implantados”. Depois do primeiro piloto, realizado no campo de Carapeba, a Petrobras prevê aplicar o método em outros seis campos.

Atualmente, a produção total na Bacia de Campos é de cerca de 1,5 milhão de barris/dia, dos quais 800 mil barris/dia oriundos desses campos maduros. O programa de manutenção da produção de campos maduros deve manter a produção estabilizada até o final da década – caso o programa não fosse implementado, em 2010 a produção desses campos cairia para 511 mil barris/dia, uma diferença que equivale a duas plataformas de grande porte. Em 2015, as tecnologias de recuperação vão fazer com que a produção se mantenha em 562 mil barris/dia – sem as ações a produção ficaria em 296 mil barris/dia.

Vários desses projetos fazem parte do Programa de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação – Recage, lançado pela Petrobras há três anos para aumentar a vida útil de campos que já ultrapassaram o pico de produção previsto pelo projeto original.

Um dos exemplos bem sucedidos desse programa é o campo de Carmópolis, na Bacia de Sergipe – que a Petrobras prevê ampliar em 18 anos sua vida útil com aumento do nível de injeção de água.

Pelo menos 40% das reservas e 55% da produção da companhia estão localizadas em áreas que justificam o esforço de revitalização – baseado não só nas tecnologias convencionais, como a injeção de água, mas também na injeção submarina, bombeio centrifugo submerso, utilização de poços horizontais com trechos longos multifraturados e sísmica 4D. Em paralelo, a Petrobras tem investido na busca por novos campos próximos às estruturas de produção já instaladas. Em tempos do barril batendo a casa dos US$ 80, a ordem é aproveitar a capacidade ociosa de algumas de nossas unidades e investir em grandes descobertas.

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