Submit to FacebookSubmit to Google PlusSubmit to TwitterSubmit to LinkedIn

renato darros de matos

A extensão da vida útil de campos maduros onshore e offshore, por meio de novas tecnologias de recuperação avançada (EOR), está na pauta do dia da indústria de óleo e gás no Brasil e no mundo.

“Com o envelhecimento contínuo de campos de petróleo no mundo todo, uma das maiores vertentes de investimento na indústria do petróleo são os projetos de recuperação avançada de petróleo (EOR)”, observa o geólogo e geofísico Renato Darros de Matos, consultor Sênior e ex-diretor de Gestão de Contratos de Partilha da Produção da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural, Pré-Sal Petróleo (PPSA).

“A aplicação de novas tecnologias de recuperação avançada em campos maduros, em conjunto com métodos sísmicos e não sísmicos de monitoramento, é um caminho natural na indústria de petróleo”, explica.  Segundo o consultor, no mundo inteiro, o grande desafio tecnológico é definir qual a ferramenta mais eficaz de monitoramento disponível para avaliar o desempenho de um determinado método EOR, previamente escolhido pela engenharia de reservatório como o mais adequado para aquela acumulação especifica.

“Existe uma íntima ligação entre os métodos de monitoramento geofísico e engenharia de reservatório, principalmente em técnicas de EOR. Métodos termais, químicos e de injeção de gás, necessitam de monitoramento geofísico, sísmico e não-sísmico”, afirma. Contudo, para os segmentos onshore e offshore brasileiros, ele acredita que os desafios econômicos ainda são significativos.

“No Brasil, creio que temos um desafio muito maior do que o tecnológico, que é o de prover condições econômicas mínimas para que empresas de menor porte, principalmente no segmento onshore, possam desempenhar este importante papel de aumentar a vida útil de campos maduros e consequentemente aumentar o fator de recuperação destas acumulações de óleo e gás”, pontua.

Incentivos nas três esferas

Com o advento do pré-sal, esta questão vinha sendo deixada de lado, mas passou a ser incentivada pela própria Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) nos últimos dois anos, que vê nesse segmento (de campos maduros) a porta de entrada para companhias independentes em um mercado ainda dominado por grandes petroleiras.

Entre as medidas que vêm sendo propostas pelo governo e a ANP com este objetivo está a redução da cobrança de royalties em campos maduros, para até 5% sobre a produção incremental. O objetivo é atrair novos investimentos bem como possibilitar aos operadores destes campos terem mais recursos para alocar nesses empreendimentos.

“Muito louvável as ações da ANP para apoiar a extensão da Fase de Produção (mediante novos investimentos), o fomento às novas tecnologias de recuperação (CNPE 17/2017). Todavia, os estímulos não podem ser limitar a uma eventual redução de royalties”, pondera Renato Darros,

Para ele é importante também assegurar condições para o livre acesso aos dutos de transporte e transferência, estações de tratamento e descarte de resíduos, bem como promover ações condominiais entre diferentes operadores, objetivando minimizar custos operacionais. “Para poços onshore com baixa produtividade, custos aparentemente menores, como licenciamento e renovações de licenças ambientais produzem efeitos negativos em projetos de in fill drilling”, avalia o consultor.

 Temos que reconhecer o importante papel que a ANP vem fazendo em estimular o debate sobre a vida útil de campos maduros e sobre o fator de recuperação. Da mesma maneira, a ANP tem e deve se preocupar com o processo de descomissionamento e das responsabilidades diretas e indiretas nos eventuais passivos ambientais associados.

Demandas geofísicas

Renato Darros avalia que haverá distintas demandas por serviços junto as empresas de aquisição de dados nos cenários offshore e onshore de campos maduros. “No segmento onshore, os volumes de óleo e gás recuperáveis em campos maduros são numericamente importantes, mas ainda economicamente incertos”, analisa.

Para ele, é natural que ocorram demandas de reprocessamento sísmico de campos maduros e eventualmente novas aquisições sísmicas. “Mas creio que será uma demanda pontual, principalmente quanto ao monitoramento da eficácia dos métodos de EOR”, complementa.

Já no segmento offshore de águas rasas, as oportunidades são muito interessantes, na visão do ex-diretor da PPSA, considerando que nos últimos dez anos, a grande maioria dos campos maduros de águas rasas da Petrobras não puderam competir internamente com projetos de investimentos do pré-sal. Ou seja: não receberam recursos significativos, o que abre oportunidades.

“Volumes significativos de óleo e gás podem ser obtidos em projetos de recuperação avançada do tipo EOR desses campos”, acredita o consultor. Mas há um ponto importante e crítico: a questão do licenciamento ambiental para projetos offshore de águas rasas. “Este talvez possa ser um desafio importante tanto para novas aquisições sísmicas proprietárias, quanto para projetos Spec-Surveys”, conclui Darros.

Fator de recuperação

A ANP vem promovendo debates incentivando investimentos para aumentar o fator de recuperação até mesmo como propaganda para os projetos de cessão de direitos de campos maduros da Petrobras. Mas as empresas querem ter certeza de que vão recuperar o suficiente para lucrar e pagar o descomissionamento quando não for mais economicamente viável produzir.

De acordo com a ANP, o fator de recuperação no pós-sal, que reponde por 93% da produção acumulada no país, representa apenas 25% de fator de recuperação das reservas provadas, prováveis e possíveis (excluindo pré-sal) do país. Em termos de reservas provadas, somente 16% é recuperada no pós-sal. Ampliar a longevidade dessas reservas e postergar o descomissionamento, até mesmo para gerar recursos para cobrir o passivo ambiental de bacias maduras, é uma questão crucial hoje no Brasil. 

Geofísica Brasil - redação

Comente este artigo


Código de segurança
Atualizar