A experiência da Petrobras com injeção alternada de água e gás ainda se limita a um único projeto, mas já assegurou um prêmio – o sistema instalado no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos, está na lista das inovações que renderam à Petrobras o OTC Distinguished Achievement Award for Companies deste ano.

O método, conhecido pela sua sigla – de Water Alternating Gas – alterna a injeção de água e gás para aumentar o fator de recuperação – via de regra, a água percorre o mesmo caminho do gás dentro do reservatório, deslocando mais petróleo. O gás injetado pode ou não ser miscível com os fl uidos do reservatório – isso depende não só do tipo de gás, seja hidrocarboneto ou CO2, mas também das condições termodinâmicas.

A técnica inicialmente desenvolvida para campos de terra, é frequentemente adotada em campos maduros no Texas e em águas rasas do Mar do Norte. O projeto da Petrobras é o primeiro aplicado em lâminas d’água superiores a 2.000 metros, empregando poços satélites.

Seu custo operacional é alto por conta do gás, que representa uma grande fração do custo total do empreendimento – sem contar nos custos dos equipamentos de compressão e injeção do gás, sobretudo para o CO2, que tem grande capacidade de corrosão. “No Brasil ainda tem sido pouco aplicado, sobretudo pelo fato de sua viabilidade econômica, podendo ser uma boa alternativa para os campos do pré-sal brasileiro que apresentam características apropriadas para a sua aplica- ção”, avalia o professor Wilson da Mata, do Departamento de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte.

Um estudo publicado em 2001 por dois pesquisadores da Universidade Técnica da Dinamarca e um da Norsk Hydro calculou entre 5% e 10% os ganhos com o método Wag – para chegar a esse índice, Jes Reimer Christensen, Erling Halfdan Stenby e Arne Skauge revisaram dados de 60 campos localizados em terra ou em lâminas d´água de até 500 metros. O índice é ratifi cado pela Statoil – que adota o método extensivamente em diversos campos.

Ainda é cedo para determinar o potencial nos campos do pré-sal – mas a expectativa é mais modesta. A principal diferença está na relação entre as vazões de gás e água injetados: há uma relação ótima de 1:1 entre as vazões, nas condições de pressão e temperatura do reservatório para maximizar a recuperação. No Mar do Norte, onde importar gás de áreas adjacentes é relativamente fácil, injeta-se mais gás e menos água no verão – no inverno, quando há maior consumo de gás para geração de energia elétrica, essa relação se inverte. No pré-sal, não há tanto gás disponível para reinjeção, reduzindo a relação água/gás. Além disso, os campos estão localizados em águas ultraprofundas, com grande espaçamento entre po- ços, reservatórios carbonáticos heterogêneos.

Para auxiliar a avaliação do método, a Petrobras também instalou em seu Centro de Pesquisas - Cenpes um laboratório que reproduz as condições do reservatório quando submetido a injeção alternada de água e gás.

“A injeção convencional de água ou de gás imiscível visa à manutenção da pressão do reservatório, enquanto que na injeção alternada de água e gás, busca-se aliar as vantagens de cada uma das técnicas. Nos últimos anos a injeção alternada de água e CO2 tornou-se relevante, uma vez que o pré-sal caracteriza-se por um alto teor deste gás e que por questões ambientais precisa ser sequestrado”, explica a professora Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno, do Departamento de Engenharia do Petróleo da Unicamp.

Made in Brazil

Rosangela coordena dois projetos de pesquisa voltados à injeção de polímeros, abrangendo modelagem numérica e experimentos laboratoriais. Os dois são conduzidos em parceria com a Statoil – a petroleira estuda a injeção de polímeros no campo de Peregrino, na Bacia de Campos, que contém petróleo pesado. Um projeto piloto desenvolvido no Research Center Rio – o centro de pesquisas da Statoil no Brasil – está em fase de avaliação. Simulações preliminares indicaram um aumento do fator de recuperação.

“A tecnologia de injeção de polímeros está em desenvolvimento na Statoil. A injeção de polímeros é dependente das características principais do reservatório, como salinidade e temperatura. Apesar deste projeto estar ligado diretamente às condições de Peregrino, a implementação deste projeto no Brasil aumentará a maturidade tecnológica da Statoil”, afi rma o chefe do Research Center Rio, Fabiano Lobato.

Nos campos da plataforma continental norueguesa, a taxa de recuperação média da Statoil – com o uso de outros mé- todos de recuperação avançada – está em torno de 50%. O método de injeção alternada de água e gás tem sido extensivamente adotado em vários campos, com um fator potencial mencionado na literatura entre 5% e 10% quando comparado com injeção de água.

A BG está fi nanciando a montagem e a aquisição dos equipamentos – e também a formação dos pesquisadores que vão atuar no Laboratório de Recuperação Avançada de Petróleo - L-RAP da Coppe/UFRJ. O objetivo é o desenvolvimento de competências em reservatórios carbonáticos, com o objetivo de otimizar a recuperação avançada nos reservatórios do prè-sal – com foco em injeção alternada de água e gás, injeção de água de baixa salinidade e smart water.

O laboratório deve estar em plena operação em setembro de 2016 – os dois primeiros equipamentos do L-RAP, para análises das interações fl uido-fl uido e rocha-fl uido, já estão instalados e as primeiras atividades estão previstas para este ano, incluindo estudos que envolvem injeção de água de baixa salinidade. A partir do próximo ano, terão início os testes de deslocamento em meio poroso consolidado – core- fl ooding.

A empresa também fi nancia a formação de alunos da UFRJ – através do programa Ciências Sem Fronteiras – em intercâmbio com a Universidade de Herriot-Watt, na Escócia, a fi m de melhor compreenderem os mecanismos de recuperação avançada. Com a Unicamp, há duas iniciativas – uma integrando sísmica 4D e ajuste de histórico e outra que combina P&D com um programa de formação em gerenciamento de incertezas para a modelagem de técnicas de recuperação avançada, realizado em parceria com a Universidade de Durham, na Inglaterra A maior expertise da Petrobras nessa temática é a injeção de água offshore em campos na Bacia de Campos. O processo iniciou-se nos anos 80 no campo de Namorado, avan- çou nos campos de Marlim, Marlim Sul e Roncador, e hoje é a principal técnica de recuperação utilizada pela companhia. Entre as técnicas de recuperação avançada adotadas pela Petrobras, as principais são a injeção de CO2 , injeção alternada de água e gás, o uso de sísmica 4D para monitoramento dos reservatórios e uso de completação inteligente em poços. Nos campos terrestres, adota a injeção de vapor para reservatórios portadores de óleos pesados.

“O WAG é aplicado como método de recuperação avan- çada principalmente para óleos leves, como os do pré-sal brasileiro. Os óleos pesados, por outro lado, apresentam boas respostas aos métodos térmicos que visam, pelo aumento da temperatura do reservatório, a diminuição da viscosidade do óleo e, consequentemente, a melhoria da razão de mobilidade em relação à água sempre existente no meio poroso”, ressalta o professor Wilson da Mata.

A aposta nas tecnologias de aumento da recuperação nos reservatórios é uma alternativa ao acesso às novas reservas. Para a Petrobras, a produção proveniente de campos maduros – que em março girava em 756 mil barris por dia – dá uma boa medida da importância de cada ponto percentual no fator de recuperação desses campos representa na produção total.

Flávio Bosco