Aumento do fator de recuperação de campos maduros

Coautores: Normando Lins e Gerson Menezes

O petróleo ainda é uma das mais importantes fontes de energia para o mundo e tudo indica que continuará sendo assim por mais algumas décadas. A maioria dos campos de petróleo descobertos já passa pelo regime de declínio de produção. Isto é, como sempre foi, a praxe. A mudança que vem se acentuando ultimamente são as novas descobertas que, além de menos frequentes, possuem dificuldades maiores para produção. Nesse contexto, as fontes de energia renováveis avançam rapidamente, mas seus custos de produção e sua intermitência justificam ainda a busca pelo petróleo disponível, quer seja ele já descoberto ou a descobrir.

Sendo assim, quanto ao petróleo já descoberto, há um grande empenho em aumentar o Fator de Recuperação (FC) dos reservatórios. Estudos do Departamento de Energia dos Estados Unidos indicam que 67% do óleo in place continua intocável nos reservatórios do mundo todo.

A indústria de petróleo, desde seu nascimento, passou por algumas etapas que mereceram atenção das empresas e dos especialistas. Uma delas foi saber onde perfurar para encontrar petróleo de forma comercial. Vários métodos e tecnologias foram utilizados. No entanto, ainda não existe nenhum método que indique, com absoluta certeza, a presença de petróleo comercial numa perfuração pioneira. Ainda também não foi desenvolvido qualquer método capaz de recuperar 100% do petróleo in place em um dado reservatório. Já com o gás, o fator de recuperação é mais elevado, em torno de 70%.

Por isso, há uma busca constante para o chamado EOR (Enhanced Oil Recovery), por se tratar de um óleo já descoberto e, na maioria dos casos, com toda infraestrutura de produção já implantada. Entre as várias tecnologias estudadas e utilizadas para aumentar o Fator de Recuperação pode-se citar o aumento do número de poços, ampliando a área de drenagem, a injeção de água fria e/ou quente, ou outros líquidos, injeção de ácidos e químicos em geral, injeção de espumas e, mais recentemente, injeção de nano partículas em reservatórios convencionais e não convencionais.

Há registros confiáveis de que o mundo hoje tem reservas recuperáveis de petróleo em torno de 1,6 trilhões de barris. Como isso representa, em média, 30% do volume total do reservatório, isso significa que o volume total de óleo “in place” corresponde a 5,3 trilhões de barris.  Aumentando-se o Fator de Recuperação para um percentual em torno de 50%, ter-se-á uma reserva de 2,65 trilhões de barris, ou 1,0 trilhão de barris de reservas adicionais, suficientes para uma sobrevida de 30 anos, considerando-se os níveis atuais de consumo. Tomando o caso do Brasil, teríamos nos campos maduros um potencial elevado de petróleo já descoberto e com toda a infraestrutura já implantada para a produção dessas reservas.

Como aumentar de forma econômica o fator de recuperação dos reservatórios

Pesquisas sobre a aplicação da nanotecnologia na indústria do petróleo têm evoluído bastante nos últimos anos entre várias empresas e centros de tecnologia. O fato do mundo ainda depender de um petróleo cujas reservas se esgotam a cada dia favorece a alternativa da maximização da recuperação dos volumes descobertos. As nano partículas podem ser utilizadas desde o upstream, em fluidos de perfuração para o aumento do fator de recuperação, até o downstream, no refino. Todo o foco, no momento, concentra-se no aumento do fator de recuperação, por conta da quantidade de óleo já descoberto, que poderá ser produzido talvez até a um custo menor que o óleo novo.

O uso da nanotecnologia nos processos de EOR tem várias vantagens, tais como boa estabilidade, a possibilidade de modificar facilmente o tamanho das nano partículas com bastante flexibilidade, propriedades quânticas que facilitam a “hidrofobia”, mais comum na forma de sílica (99% de dióxido de sílica), que não oferecem riscos ao meio ambiente. Pode ser utilizada como nano fluido, nano emulsão e nano espuma.

Com a tecnologia de partículas de tamanho nanométrico em uma dispersão coloidal, as quais são 100.000 vezes menores do que os aditivos convencionais de intervenção, as nano partículas penetram na rede de fraturas e fissuras naturais, liberando os hidrocarbonetos. Devido às suas dimensões nanométricas, essas nano partículas penetram mais longe nas microfraturas e microfissuras do que qualquer produto atualmente no mercado.

Estas partículas produzem um mecanismo de movimento, denominado “movimento browniano”, fenômeno pelo qual partículas na dimensão nano, em suspensão em um líquido, tendem a se mover em caminhos pseudoaleatórios ou estocásticos através do líquido, mesmo se o líquido em questão estiver em repouso. Esse mecanismo aumenta a eficácia na recuperação de hidrocarbonetos em reservatórios convencionais e não convencionais, facilitando e acelerando a mobilidade de gás, óleo e água, ou uma mistura dos mesmos, no interior de meios porosos ou das redes de fraturas e fissuras (artificiais e induzidas) quando atingidas pelo nano particulas . A Fig 1 ilustra o tamanho das nano partículas.

Fig 1 – Comparação entre o tamanho das nano partículas e uma gotícula de óleo.

Nano partículas podem ser aplicadas nos reservatórios, através do bombeamento da suspensão com água fresca, inibidores de argila e soluções de KCL e HCL. Até pouco tempo, as estimulações com nano partículas eram feitas utilizando-se nitrogênio como fluido transportador (importante: O produto é injetado no reservatório aplicando-se uma pressão inferior à pressão de fraturamento.  O objetivo principal do processo da aplicação é maximizar o contato com as superfícies de rocha geradas pelas redes de fraturas e ou fissuras do reservatório, até onde nenhum outro dos produtos usados para a estimulação de reservatórios tenha sido antes transportado, modificando a aderência do petróleo às rochas, permitindo sua liberação mais fácil.

 Alguns exemplos de respostas nos Estados Unidos da aplicação de Nano em poços, onde o Fator de Recuperação sempre teve resposta positiva entre 20-30% de aumento vide figuras abaixo.

Fig 2 – Injeção de Nano e resposta dos poços na Austin Chalk and Buda Formation.

Fig 3 – Injeção de Nano e resposta dos poços na Wolfberry Formation

Ha registros que no Brasil já houve aplicação de nano partículas em alguns poços com resultados bastante animadores, principalmente pelo volume de líquidos (óleo e água) que essa intervenção acabou trazendo. Há inclusive indicações do possível aumento do Índice de Produtividade (IP)  dos poços.

Os custos dessa intervenção, tudo indica, são semelhantes aos custos normais de qualquer intervenção adicionados aos custos do produto, que ainda é importado.

Pelo volume de óleo in place ja descoberto nas bacias brasileiras, associado a toda infraestrutura já existente, há possibilidade de aumentos das reservas usando essa tecnologia.

Os resultados, até o presente, têm mostrado que sempre se espera uma resposta, dependendo do tipo de reservatório, qualidade do óleo, porosidade e permeabilidade. 

Normando Lins é engenheiro de Minas, foi responsável por operações da Petrobras em vários países e atualmente é diretor na Petroil, Shaft e EBS.  

Gerson Menezes é engenheiro Civil e de Petróleo, trabalhou 36 anos na Petrobras e atualmente é consultor.