Um campo de petróleo tem um ciclo de vida formado por cinco fases: 1) exploração; 2) desenvolvimento; 3) início de vida (produção); 4) maturidade: e 5) abandono. O pico de produção ocorre na fase 3 em seguida o poço entra em declínio, quando então é declarado campo maduro.
Conheça as tecnologias para aumentar a produção em campos maduros de petróleo
Pela definição da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), campos maduros são aqueles que estão em atividade há 25 anos ou mais e/ou têm produção igual ou superior a 70% das reservas provadas. Em 2019, existiam no Brasil 6,683 mil poços em campos offshore com potencial petrolífero.
Um dos desafios da indústria de óleo e gás tem sido aumentar a produção e a vida útil dos campos maduros. O chamado fator de recuperação é medido pelo percentual de volume óleo da reserva de cada campo que foi produzido. No mundo, o fator de recuperação médio é de 35%. Ou seja, 35% do volume de óleo disponível no campo é extraído. No Brasil, este percentual varia entre 20% e 30%. Na Bacia de Campos, um dos berços da indústria de óleo nacional, chega a 24%.
Nos últimos anos, com o declínio da produção na Bacia de Campos, tem ganhado relevância o debate sobre desenvolver tecnologias para recuperação de volume em campos maduros. Em 2020, o governo federal lançou o Promar (Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos), que tem o objetivo de apresentar medidas regulatórias e legislativas que podem ter impacto positivo na vida útil dos campos (saiba mais sobre Promar neste link).
Pelas contas da ANP, cada 1% a mais no fator de recuperação dos campos maduros em operação pode gerar investimentos de R$ 26 bilhões e um aumento das reservas de 1 bilhão de barris de óleo equivalente. Esse volume adicional pode resultar no recolhimento de R$ 16 bilhões em royalties ao longo dos anos.
Bacia de Campos: investimentos para rever curva de declínio da produção
A Petrobras, maior operadora da Bacia de Campos, despendeu cerca de US$ 53 bilhões em investimentos e US$ 62 bilhões em gastos operacionais, no período entre 2010 e 2020, para reverter a curva de declínio. Foram construídos e interligando mais de 270 poços, instalados 10 novos sistemas de produção, além de aprimoramentos em todos os demais sistemas em operação na Bacia de Campos, aumentando em três vezes sua produção. Sem esses investimentos, a produção em 2020 teria seguido o declínio natural, registrando apenas 17% da produção obtida em 2010.
Nos próximos anos, a Bacia de Campos continuará tendo um papel relevante para a Petrobras. A região receberá US$13 bilhões de investimentos no horizonte do Plano Estratégico 2021-2025 destinados principalmente para renovação dos projetos de águas profundas.
Trabalho preventivo em Tupi
Mas é possível realizar trabalho preventivo, ou seja, antes da maturidade do poço. A Petrobras vem desenvolvendo diversas iniciativas para revitalizar seu maior campo em atividade atualmente, o de Tupi, na Bacia de Santos. Com isso, a companhia espera aumentar o percentual de óleo e gás que pode ser extraído (fator de recuperação) e ampliar a geração de valor do ativo. Nos próximos anos, a Petrobras vai interligar novos poços aos sistemas de produção já em operação em Tupi, e adotar amplamente a tecnologia de injeção alternada de água e gás, conhecida pela sigla em inglês WAG (Water Alternating Gas), para manter a pressão e fazer o melhor gerenciamento dos fluidos do reservatório.
Peregrino: desafio da Equinor para aumentar a produção
Além disso, a indústria aplica diferentes tecnologias para aumentar a produção e a vida útil dos campos. Uma das empresas que é referência no desenvolvimento de soluções nesta área é a Equinor.
Presente no Brasil há quase 20 anos, a Equinor tem aplicado no Brasil, no campo de Peregrino (foto), a experiência na Noruega. Peregrino é uma área desafiadora, por abrigar óleo pesado, com 14 graus API. Para se ter ideia, o óleo extraído no pré-sal alcança 31 graus API. Nos últimos dez anos, a Equinor já produziu, só em Peregrino, mais de 200 milhões de barris.
A fase 2 de Peregrino inclui a instalação de uma terceira plataforma e perfuração de novos poços. A expectativa é aumentar a vida produtiva do campo em, no mínimo, 20 anos, adicionando 250-300 milhões de barris em reservas recuperáveis. A produção deve começar em 2022.
A companhia, com sede na Noruega, vem também desenvolvendo, em parceria com a Petrobras, ações para aumentar a vida útil de Roncador, o maior campo em produção no pós-sal, que fica na Bacia de Campos. “Estamos unindo o conhecimento da Petrobras com a nossa expertise para, em conjunto, alcançarmos os melhores resultados”, conta Maria Clara Costa, gerente de reservatório da Equinor.
Busca constante por melhorias
Maria Clara explica que, na Equinor, a equipe está em constante busca por melhorias, sempre com o objetivo de obter a melhor produção ao menor custo. As tecnologias são adotadas em diferentes áreas, como no poço, na conexão com a plataforma, na otimização do uso de equipamentos e ferramentas, na modelagem do reservatório e na obtenção e análise de dados.
Uma das medidas é maximizar a exposição ao reservatório, com a perfuração de mais poços, e de poços multilaterais e de longo alcance. Nos últimos anos, a Equinor tem investido na digitalização das operações, com ferramentas que permitem a atuação remota das equipes e usam inteligência artificial. A expertise da Equinor em campos maduros também deve chegar ao pré-sal. A companhia espera começar em 2024 a produção em Bacalhau, primeiro campo do pré-sal operadora por uma empresa internacional.
Foto: plataforma no campo de Peregrino (Bacia de Campos) / Equinor
