Edição 239 - Revista Petro & Química

Edição 240 – Agosto de 2002 – Revista Petro & Química

Petrobras investe em tecnologias que pemitam
aproveitar os óleos pesados

Flávio Bosco

Alguns reservatórios gigantes de petróleo deverão exigir um pouco mais de atenção da Petrobras. Isso porque as atividades exploratórias nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo têm levado à descoberta de volumes significativos de óleos pesados – de elevada viscosidade e densidade abaixo de 20º API – que não podem ser incorporados como reservas devido ao custo e às dificuldades técnicas para extração. Isso aponta a necessidade de investimentos cada vez maiores em novas tecnologias para o desenvolvimento dessas jazidas, como a perfuração horizontal e o bombeamento centrífugo de alta potência.

É o caso da recente descoberta na Bacia de Campos: o campo gigante, com reservas de 600 milhões de barris de petróleo – a maior descoberta da empresa desde o campo de Roncador, em 1996 – deverá produzir 20 mil barris diários de petróleo 17º API.

A maior parte das descobertas realizadas nos últimos anos tem apresentado óleo com essas características. No ano passado, a Petrobras e a Shell anunciaram a descoberta de um grande campo na Bacia de Santos, de óleo 14º API. “Esta é a descoberta mais expressiva, mas há desafios técnicos e comerciais”, conta Michiel Kool, vice-presidente de E&P da Shell Brasil.

Além de ser mais complexa e cara do que a extração de óleos leves, o valor do barril do óleo pesado no mercado internacional é cerca de US$ 4 menor do que o petróleo tipo Brent – já que o refino desse tipo de óleo gera produtos de baixo valor agregado. Por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.

A recuperação de óleos pesados exige, por exemplo, um espaçamento menor entre os poços de injeção. Por outro lado, para recuperar o petróleo é necessário injetar mais água no poço – que acaba retornando junto com o óleo, em volumes maiores do que nos campos convencionais, o que impõe novos problemas e reduz a vida útil econômica do campo.

A água injetada, por apresentar menor viscosidade, tende a criar canais de fluxo dentro do reservatório, fluindo mais facilmente que o óleo, alcançando os poços produtores mais rapidamente, e em volumes cada vez maiores. Ainda há a preocupação com o tratamento da água antes de ser devolvida ao mar – o que representa novos investimentos em tratamento.

Testes

Os poços de petróleo pesado requerem cuidados especiais, devendo ser revestidos e completados com mecanismos de contenção. Também devem ser realizados testes de longa duração – de pelo menos seis meses – para verificar o desempenho do poço e o comportamento do óleo cru nas linhas de produção.

As reservas mundiais de óleos pesados são estimadas em três trilhões de barris, mas a baixa rentabilidade e a ausência de uma tecnologia para extração não viabilizam sua produção – o único campo de petróleo offshore que produz óleo pesado através de um sistema permanente é o Captain, no Mar do Norte, a 107 metros de profundidade.

No Brasil, não bastassem os problemas relacionados à produção de petróleo pesado, as reservas estão localizadas em águas profundas, colocando dificuldades particularmente dramáticas – a baixa temperatura no fundo do mar, de 4º C, afeta até o escoamento do petróleo pelas linhas.

Valor do barril de óleo pesado é US$ 4 menor
que o tipo Brent

Para viabilizar a produção em algumas reservas, o Centro de Pesquisas da Petrobras – Cenpes tem um projeto sistêmico, no âmbito do Programa de Recuperação Avançada de Petróleo – Pravap. Para se ter uma idéia da importância que a companhia vem dando à produção de óleo pesado, este ano o projeto deverá receber R$ 2 milhões – até o final deste ano o projeto será transformado em um programa.

A pressão de bombeamento do óleo e o risco de formação de parafina dentro da linha são exemplos do desafio tecnológico intrínsecos à produção do óleo pesado.

Uma das novas tecnologias desenvolvidas pela equipe do Pravap, em parceria com a Unicamp, é o Core Flow, técnica que permite reduzir a resistência do óleo cru no trajeto do poço até a plataforma. A técnica se baseia na injeção de uma fina camada de água, evitando o atrito do óleo com a parede do tubo – a água “recobre” o óleo viscoso, fazendo com que ele “patine” pelas linhas.

Esse novo sistema reduz os esforços de bombeamento e a pressão interna nas linhas, e não requer aquecimento do óleo – o que é uma vantagem para a produção offshore. O consumo de energia é comparável ao bombeio de água pelas linhas – testes de laboratório apontam uma energia 2.000 vezes inferior a que seria necessária. A tecnologia começou a ser testada no campo onshore de Fazenda Alegre, no Espírito Santo.

Para facilitar o escoamento do petróleo pelo reservatório, uma das técnicas utilizadas é a injeção de polímeros solúveis em água. A solução, quase tão viscosa quanto o petróleo pesado, é capaz de empurrar maiores quantidades de óleo em direção ao poço produtor – evitando a formação de canais de fluxo entre os poços e aumentando o fator de recuperação.

A técnica é utilizada pela Petrobras em três áreas onshore. Para a produção offshore, a utilização de polímeros apresenta algumas dificuldades, como o transporte e armazenamento de água doce – uma saída, ainda em estudo, é o desenvolvimento de um polímero viscosificante Ht/Hs, que possa ser dissolvido com água do mar, e que apresente desempenho satisfatório em altas temperaturas e elevada salinidade encontrada dentro dos reservatórios.

Também é possível utilizar o calor gerado pelas bombas centrífugas submersas para aquecer as linhas – facilitando o escoamento dentro dos dutos.

Novos modelos

As equações tradicionais não demonstram como o petróleo pesado flui por um meio poroso, indicando que a produção tende a ser nula. Uma das tentativas de elaborar um modelo mais realista está baseada na teoria Foamy Oil – quando os petróleos mais viscosos são submetidos a uma pressão menor dentro dos reservatórios, tendem a formar bolhas mais lentamente, e a união dessas bolhas seria mais demorado que o normal. Permanecendo separadas, as pequenas bolhas de gás favoreceriam o escoamento através das rochas porosas. A comprovação dessa idéia permitirá elaborar um novo modelo matemático.