Considerações sobre o Fator de Recuperação de Alguns Campos da Bacia de Campos e o Abandono Prematuro de Poços

A Bacia de Campos é uma das principais bacias sedimentares do Brasil, com cerca de 100 mil quilômetros quadrados de área. Possui 3444 poços de petróleo distribuídos entre os 62 campos existentes, de propriedade de seis operadoras. O pico anual de produção da Bacia de Campos ocorreu em 2010 com 103,18 milhões de m³ de óleo, incluindo poços da área de pré sal da bacia. Mesmo após mais de 40 anos de operação, a Bacia de Campos ainda é responsável por aproximadamente 50% da produção de petróleo brasileira. Entretanto, chama a atenção o fato de que 80% dos poços perfurados na Bacia se encontram fora de operação ou abandonados. Apesar da alta produtividade dos poços, os reservatórios da Bacia de Campos exibem, paradoxalmente, baixo fator de recuperação de hidrocarbonetos.

O fator de recuperação indica, em porcentagem, o volume de petróleo que foi extraído de um reservatório em relação ao volume total nele existente. De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o fator de recuperação de petróleo médio no Brasil é de cerca de 21%, contra apenas 14% de média na Bacia de Campos. Os dois valores se encontram significativamente abaixo da média mundial de 35%. Mesmo em países com a maioria da produção offshore, os fatores de recuperação finais projetados são maiores, tais como no Reino Unido (46%) e Noruega (70%) (ANP, 2017).

Os baixos fatores de recuperação brasileiros podem ser interpretados tanto como um problema, quanto como uma oportunidade de negócios. É evidente que aspectos como a qualidade do petróleo (API, viscosidade e presença de contaminantes) e os maiores custos de redesenvolvimento dos campos, muitos situados em águas profundas ou ultraprofundas, devem ser levados em conta.

O abandono de poços de petróleo é realizado quando não há interesse em reentrada futura e promove o fechamento permanente do mesmo. Quando ocorre o descomissionamento ou desativação das áreas, todo o equipamento submarino, dutos, e facilidades de produção são removidos. O abandono dos poços quando realizado sem que o máximo fator de recuperação seja alcançado inviabiliza o retorno às atividades, visto que não seria economicamente viável explorar e produzir para explotar óleo e gás residuais.

Cerca de 20% dos poços da Bacia de Campos que são classificados como produtores, descobridores ou de extensão, ou seja, são poços de desenvolvimento, se encontram fechados ou abandonados permanentemente. Entretanto, as grandes quantidades de óleo móvel remanescentes em alguns campos justificam o investimento e estratégias, tais como:

• Programas de extensão da vida útil de plataformas fixas e FPSOs (Floating Production Storage and Offloading);
• Adensamento da malha de drenagem com emprego de poços de menor custo relativo;
• Localização dos grandes bolsões de óleo remanescentes com emprego de sísmica 4D, perfilagens de poço e campanha de traçadores;
• Introdução de tecnologias diferenciadas de produção, tais como a subsea-to-shore, ou unidades de produção com POB mínimo que permitem a redução do custo operacional;
• Utilização de sistemas de separação submarina (VASPS, SSAO) que contribuem para a redução do volume de equipamentos de superfície na plataforma e diminuem custos operacionais.

Um ponto de atenção é que, apesar dos baixos fatores de recuperação final previstos para alguns campos, muitos poços têm sido abandonados com alto corte de água (WCUT). O WCUT representa a fração de produzida na corrente de líquido de um poço ou campo. 

WCUT = qw/(qw+qo)

Onde qw e qo representam, respectivamente, as vazões de água e óleo produzidas.

Em muitos casos, a rápida elevação de WCUT de um poço pode ser explicada pela formação de frentes de deslocamento irregulares e instáveis oriundas pela razão de mobilidade desfavorável (“fingers”). A formação de fingers é capaz de deixar grandes áreas do reservatório com óleo “by passado”. A razão de mobilidade M é definida por:

Quando a razão de mobilidade M é muito superior a 1, o deslocamento do óleo pela água injetada é essencialmente instável, favorecendo a formação das chamadas digitações viscosas (“fingers”). Esse problema se torna particularmente severo se o óleo do reservatório for muito viscoso associado a um projeto de malha de drenagem com poucos poços.

Por outro lado, alguns campos da Bacia de Campos se destacam por apresentar fator de recuperação superiores à média da Bacia. Um exemplo particularmente importante é o do campo de Marlim. O FR atual do campo é cerca de 40% e expectativa de atingir 50% ao final de sua vida produtiva.

Estudo Comparativo

O campo de Marlim teve sua produção iniciada em 1991 e em 1998 foi declarada sua comercialidade. O auge da produção de petróleo ocorreu no início dos anos 2000, com explotação de óleo de 600 mil bbl/dia e vazão de gás de 9 milhões de metros cúbicos por dia. A maior parte do volume original de óleo in place do campo foi armazenada em um arenito turbidítico de alta porosidade (Formação Carapebus) saturado com óleo entre 17 e 24°API. O mecanismo primário de recuperação do óleo é o de gás em solução, com a utilização de injeção de água como mecanismo de recuperação secundária. O fator de recuperação de Marlim é projetado em aproximadamente 50%, mais do que o dobro da média brasileira (21%). A Tabela 1 contém os volumes originais e as frações recuperadas de alguns campos selecionados na Bacia de Campos.

Tabela 1 - Volume de óleo in place e produção acumulada de óleo

Por que Marlim tem um fator de recuperação tão maior quando comparado a campos de características semelhantes na Bacia de Campos?

A resposta não se deve a um único fator isolado, mas a uma combinação de diferentes aspectos. Para efeito de comparação, Marlim pode ser confrontado com alguns campos gigantes da Bacia de Campos:

O primeiro aspecto-chave é a densidade areal de poços. A Figura 1 compara o campo de Marlim com alguns outros campos gigantes da mesma bacia sedimentar. Marlim e Marlim Sul se destacam pela quantidade de poços perfurados. Mais poços significam mais pontos por onde o reservatório pode ser explotado, aumentando a recuperação pela maior exposição da jazida. Além disso, considerando a razão simples entre a quantidade total de poços perfurados em cada campo pela sua área, observa-se que Marlim mostra a malha de drenagem mais densa. Essa análise é a que pode ser feita com os dados disponíveis no site da ANP

Figura 1 Número de poços de petróleo por campo (Fonte: ANP)

Como boa parte dos poços perfurados nas últimas décadas foi horizontal e direcional, conforme explicita a Figura 2, uma análise mais justa deveria comparar, por exemplo, o somatório das áreas completadas em cada campo com a área superficial da acumulação. Esse cálculo deverá corrigir a distorção dos campos de menor espessura média desenvolvidos com poços horizontais.

Figura 2 Classificação dos poços quanto a direção (Fonte: ANP)

O segundo aspecto chave é o volume de água injetada. O petróleo típico dos campos gigantes da Bacia de Campos tem razão de solubilidade gás-óleo média (60 a 100 m3/m3). Dessa forma, os mecanismos primários resultam em fatores de recuperação baixos, necessariamente complementados pela injeção de água. A Tabela 2 faz a comparação da relação entre os volumes de água injetados e o volume de óleo original in place para os mesmos campos. Novamente, Marlim se destaca nesse quesito, embora superado pelo campo de Namorado, ressalvando-se que esse último tem mais tempo em operação. A relação aqui também é clara: uma injeção de água volumosa e cuidadosamente distribuída no campo é um fator fundamental para um bom fator de recuperação. O ponto de melhoria dessa análise é a inclusão do influxo de água de aquíferos importantes eventualmente conectados a alguns desses campos.

Tabela 2- Produção acumulada de óleo e volume de água injetado por campo (Fonte: Dados da ANP)

Um terceiro aspecto importante é a viscosidade do óleo. O deslocamento de óleos mais viscosos se dá com razões de mobilidades mais desfavoráveis e, consequentemente, com maior produção proporcional de água. Embora os dados de viscosidade não estejam disponíveis nas fontes consultadas, pode-se inferir que exista uma relação inversa entre esse parâmetro e o grau API do óleo do campo.

Figura 3 Grau API Médio dos Campos analisados.

Conclusões

O estudo preliminar indica, antes de problemas, a existência de diversas oportunidades de recuperar mais óleo na Bacia de Campos. Atividades em campos maduros são atrativas para companhias que buscam um portfólio de baixo risco.

O adensamento de malha (infill drilling) é a oportunidade que o operador tem de redescobrir “óleo velho”, ou seja, um petróleo que provavelmente não seria produzido durante o prazo da concessão por estar longe de poços produtores da malha original.

A ampliação da injeção de água dá energia extra aos reservatórios e antecipa a produção, melhorando o valor presente líquido dos projetos. Um aspecto que não pode ser desprezado é o provável aumento de custos de tratamento da água produzida. Em cenários de preços “normais” do petróleo, diversos operadores já demonstraram a viabilidade dessa estratégia. Adicionalmente, algumas jazidas podem ainda ser atrativas para projetos de EOR.

Algumas questões importantes do ponto de vista de poços e SURF estão ligadas ao desenvolvimento de técnicas de reparo e/ou substituição de equipamentos dentro e fora do poço (colunas, ANM, flowlines, etc). Tais tecnologias prolongariam a vida produtiva desses sistemas com segurança operacional.

Um aspecto fundamental para a melhoria da recuperação dos reservatórios na Bacia de Campos passa pelo incentivo governamental, destacando-se: a) redução de royalties e demais impostos; b) a extensão dos prazos contratuais. Campos maduros necessitam de um ambiente “amigável” de negócios. A associação entre operadores médios e companhias de serviço para explotação desse tipo de acumulação se revelou bem-sucedida em outros países.

O potencial é enorme! Segundo a ANP, a cada 1% adicional no fator de recuperação de óleo da Bacia de Campos, são acrescentados 1 bilhão de barris de óleo às reservas do Brasil.

Destaca-se que, apesar da necessidade de melhor aproveitamento dos reservatórios, existe um passivo de poços que precisam ser abandonados devido a impossibilidade técnica ou econômica da sua produção. Cerca de 15% dos poços perfurados na Bacia de Campos não foram considerados como economicamente atrativos (secos ou subcomerciais). Poços com problemas mecânicos e operacionais correspondem a 9% dos poços perfurados na referida bacia.

Fontes

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