FONTE: Brasil Energia

Em transição para uma indústria de energia, as petroleiras estão cada vez mais envolvidas com técnicas que aumentem a produtividade e a recuperação de campos de petróleo. De olho nas metas do Acordo de Paris, empresas veem no aumento do fator de recuperação – percentual de produção realizado ao longo do período de operação do campo – uma saída para produzir mais nos curto e médio prazos, sem realizar investimentos gigantescos que não poderão ser amortizados por falta de tempo hábil. O planeta corre para zerar as emissões de carbono, com compromissos de fazê-lo em 2050.

A Equinor, por exemplo, se comprometeu com a criação de valor a longo prazo, com a ambição de ser uma empresa net-zero até 2050.  “A estratégia da companhia é combinar uma produção de petróleo e gás eficiente em termos de redução de emissões de carbono com uma expansão em renováveis e liderança em novas tecnologias e cadeias de valor de baixo carbono”, afirma a companhia norueguesa à Brasil Energia.

A empresa e a Petrobras firmaram aliança estratégica para produzir no campo de Roncador, em 2018. Roncador já foi um dos principais campos de petróleo do País e continua entre os maiores produtores. Referência mundial em fator de recuperação, a Equinor adotou junto à Petrobras uma metodologia que tem a ambição de aumentar a recuperação do campo em 1 bilhão de barris de óleo equivalente.

A Petrobras, que bem antes do declínio de produção de petróleo na bacia de Campos adotou programas de recuperação justamente para prolongar a vida útil desses campos, já colhe os resultados. Com os projetos aprovados nos últimos anos para Roncador, dezenas de novos poços serão implantados.

“Outras oportunidades devem surgir, pois foi realizada uma sísmica 4D no campo em 2022, além da previsão de aprovação de outras duas campanhas para os próximos anos e um poço de aquisição de dados de reservatórios, com objetivo nos carbonatos do Albiano e do Pré-sal”, revela a empresa em resposta por e-mail à Brasil Energia.

Ao combinar experiências, as companhias têm trabalhado para otimizar as estratégias de drenagem e configuração de poços, além de otimizar soluções subaquáticas de superfície e práticas de integridade para aumentar a eficiência operacional e estender a vida útil do campo para 2052. Com a drenagem e a configuração dos poços otimizadas, as empresas querem impulsionar a redução de custos e aumentar a recuperação com campanhas de perfuração com sonda dedicada.

A PRIO também contou à Brasil Energia um pouco de sua experiência com tecnologias de aumento de recuperação, criando valor e aumentando a vida útil de campos de petróleo. Um exemplo pode ser visto no Projeto Fênix, que interligou os campos de Polvo e Tubarão Martelo.

“A validação técnica, os desafios tecnológicos e a mobilização de recursos para fazer essa conexão não são triviais e foram inéditos em águas brasileiras. O sucesso e os resultados positivos nos motivaram a alçar um sonho ainda mais alto e colocar em prática o projeto de interligar os campos de Frade e Wahoo para produção pelo FPSO já existente no campo, sendo esse o primeiro subsea tieback realizado por aqui (primeiro óleo previsto para 2024)”, afirma o diretor de Operações da PRIO, Francilmar Fernandes.

A petroleira espera um aumento de 5 a 10% no volume acumulado de óleo ao longo da vida útil de cada um dos campos que opera.

“O nosso modelo de negócio, focado em adquirir ativos maduros e torná-los novamente economicamente viáveis, é baseado em processos de incremento de produção dos campos e de redução de custos para deslocar o “breakeven” do ativo para um tempo futuro, ampliando a sua vida útil e criando valor”.

As técnicas de Recuperação Avançada de Óleo (EOR, na sigla em inglês) têm um grande potencial na indústria do petróleo e gás por meio de processos térmicos, injeções de gás, de CO2, microbiana e química, por exemplo.

Atualmente, a PRIO tem qualificado algumas tecnologias de EOR para os campos, incluindo polímeros, emulsões, químicos etc.

Estímulo para tecnologias de recuperação

Os primeiros incentivos a essas técnicas nos Estados Unidos ocorreram na década de 70, por causa das duas crises do petróleo.

A China reduz cerca de 30% dos tributos para produção de petróleo com uso dessas tecnologias.

O Canadá também oferece incentivos governamentais, que variam de acordo com o estado. Em Saskatchewan, por exemplo, há redução de royalties e taxas sobre produção, além da destinação de créditos de royalties – 30% das despesas com pesquisa – para projetos de injeção de CO2; enquanto em Alberta há redução de royalties para projetos selecionados.

A Noruega e o Reino Unido fazem o mesmo para investimentos em campos maduros, sendo possível deduzir os custos antes das taxas sobre as receitas.

No Brasil, as melhores práticas da indústria do petróleo preconizam a maximização econômica do fator de recuperação (FR) segundo regulamentação brasileira, que estabelece busca contínua por essa maximização.

A ANP, em 2020, reduziu a taxação de royalties para campos maduros para estimular a indústria a investir mais em técnicas de aumento de recuperação. No Brasil o fator de recuperação (FR) deixa a desejar.

“O FR no mundo é de cerca de 35%. No Brasil, não passa de 20%. Precisamos e devemos usar toda tecnologia possível para recuperar o petróleo dos campos existentes. Afinal, o petróleo mais barato é aquele que já foi descoberto”, afirma o executivo do setor Décio Oddone, ex-diretor-geral da ANP. Durante sua gestão, a agência buscou incentivar a indústria neste sentido.

A reguladora estima que apenas um ponto percentual a mais no fator de recuperação é capaz de aumentar a produção em dois bilhões de barris.