PANORAMA DE APLICAÇÃO DE MÉTODOS ......Iane Barbosa Augusto dos Santos v Santos, Iane Barbosa Augusto dos. Panorama de Aplicação de Métodos Microbiológicos como Recuperação

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

PANORAMA DE APLICAÇÃO DE MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS

COMO RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO NO BRASIL E

NO MUNDO

Iane Barbosa Augusto dos Santos

Novembro, 2019

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2019.2

Iane Barbosa Augusto dos Santos ii

Iane Barbosa Augusto dos Santos

PANORAMA DE APLICAÇÃO DE MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS COMO

RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO NO BRASIL E NO MUNDO

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

Novembro, 2019

NATAL, RN


Iane Barbosa Augusto dos Santos iii


Iane Barbosa Augusto dos Santos iv

Orientador: Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

PANORAMA DE APLICAÇÃO DE MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS COMO

RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO NO BRASIL E NO MUNDO

Natal, 22 de novembro de 2019

O(a) aluno(a) Iane Barbosa Augusto dos Santos foi considerado(a) aprovado(a) no

seu trabalho de conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo.


Iane Barbosa Augusto dos Santos v

Santos, Iane Barbosa Augusto dos. Panorama de Aplicação de Métodos Microbiológicos

como Recuperação Avançada de Petróleo no Brasil e no Mundo.2019. 43 f. TCC (Graduação)

- Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal,

Brasil, 2019.

Palavras-Chave: Petróleo, Recuperação, MEOR

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

RESUMO

___________________________________________________________________________

A indústria de petróleo é de extrema importância para a economia mundial,

apresentando-se como uma das que possuem maior influência não só no setor econômico, mas

também no político. Diversos métodos de recuperação suplementar, convencional ou

avançada, são aplicados, com o intuito de retirar das reservas de petróleo o máximo de óleo

possível. Dentre esses métodos encontra-se o Microbial Enhanced Oil Recovery, mais

conhecido como MEOR, que é um método de recuperação avançada o qual consiste na

injeção de bactérias e/ou nutrientes com o intuito de deslocar o óleo que continua aprisionado

no reservatório. O conjunto de possíveis aplicações de MEOR é amplo, não se restringindo

apenas à recuperação suplementar do petróleo, mas também a biotecnologia que cada vez

mais está sendo estudadas para aplicação no ramo petrolífero. Por ser um método ainda pouco

explorado, seu uso ainda é restrito no Brasil sendo necessário uma política de planejamento

orientada para o alcance de mais conhecimento e aplicações em campo. O presente trabalho

tem como principal objetivo aprofundar o conhecimento sobre o MEOR através de uma

revisão bibliográfica, bem como aumentar a visibilidade do mesmo, visto que ainda encontra-

se bastante restrito em relação a sua divulgação. Através dos estudos de artigos, é possível

concluir a importância não só dos métodos de recuperação em geral como também a

relevância do MEOR como um método promissor na indústria do petróleo.


Iane Barbosa Augusto dos Santos vi

Santos, Iane Barbosa Augusto dos. Panorama de Aplicação de Métodos Microbiológicos

como Recuperação Avançada de Petróleo no Brasil e no Mundo. 2019. 43 f. TCC

(Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Natal, Brasil, 2019.

Keywords: Oil, Recovery, MEOR

Tutor: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The oil industry is of utmost importance to the world economy, presenting itself as

one of the most influential not only in the economic but also in the political sector.

Several conventional or advanced supplemental recovery methods are applied to

remove oil reserves or as much oil as possible. Among these methods is Microbial

Enhanced Oil Recovery, better known as MEOR, which is an advanced recovery

method which consists of injecting bacteria and / or nutrients to displace the oil that

remains trapped in the reservoir. The range of possible applications of MEOR is

wide, not only restricting the supplemental recovery of oil, but also the biotechnology

that is increasingly being studied for application in the oil industry. As this method is

still little explored, its use is still restricted in Brazil and a planning policy oriented to

reach more knowledge and field applications is necessary. The present work has as

main objective to deepen the knowledge about the MEOR through a bibliographic

revision, as well as to increase the visibility of the same, since it is still very restricted

in relation to its disclosure. Through article studies, it is possible to conclude the

importance not only of recovery methods in general, but also the relevance of MEOR

as a promising method in the oil industry.


Iane Barbosa Augusto dos Santos vii

AGRADECIMENTOS

Primeiramente gostaria de agradecer a Deus por me conceder a graça de ter

conquistado mais esta vitória na minha vida.

Aos meus pais, irmãos e familiares, que me deram todo o suporte necessário.

Ao meu namorado, Sergio Romero, que sempre acreditou no meu potencial e me

incentivou a seguir sempre em frente.

A minha amiga Thaynara, que todos os dias me ouvia e me ajudava em cada

dificuldade que eu encontrava neste longo caminho da graduação.

Ao meu orientador Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues, que aceitou e me

incentivou a fazer esse TCC, prestando todo o apoio necessário.

A Prof.ª. Dr.ª Vanessa Cristina Santanna, que sempre me auxiliou ao longo da minha

graduação.

A todos os professores do Departamento de Engenharia de Petróleo, pelo empenho e

colaboração.


Iane Barbosa Augusto dos Santos viii

Sumário

1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 12

2 ASPECTOS TEÓRICOS ....................................................................................................... 13

2.1 FORMAÇÃO DO PETRÓLEO ......................................................................................... 13

2.2 CICLO DE VIDA DE UM CAMPO .................................................................................. 14

2.3 RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA .......................................................................................... 14

2.4 RECUPERAÇÃO AVANÇADA - MÉTODOS CONVENCIONAIS .............................. 16

2.5 RECUPERAÇÃO AVANÇADA – MÉTODOS ESPECIAIS ........................................... 16

2.5.1 MÉTODOS TÉRMICOS ................................................................................................. 18

2.5.1 MÉTODOS MISCÍVEIS ................................................................................................. 19

2.5.2 MÉTODOS QUÍMICOS ................................................................................................. 19

2.5.4 MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS ............................................................................... 20

2.5.4.1 BREVE HISTÓRICO DO MEOR ............................................................................... 21

2.5.4.2 MECANISMO DE PRODUÇÃO ................................................................................ 22

2.5.4.3 ATIVIDADE OPERACIONAL ................................................................................... 24

2.5.4.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS ......................................................................... 26

2.5.4.5 RESTRIÇÕES DE USO ............................................................................................... 26

2.5.4.6 CONSIDERAÇÕES ECONÔMICAS .......................................................................... 27

2.5.4.7 APLICAÇÕES PARA MICRORGANISMOS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ... 28

3 METODOLOGIA .................................................................................................................. 28

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ......................................................................................... 29

4.1 PRINCIPAIS LOCAIS COM UTILIZAÇÃO DE MEOR ................................................. 29

4.2 ESTUDO DE CASO NO BRASIL .................................................................................... 31

4.2.1 CAMPO DE CARMÓPOLIS .......................................................................................... 32

4.2.2 CAMPO DE BAIXA DO ALGODÃO ........................................................................... 34

4.3 POSSÍVEIS CAUSAS DO INSUCESSO DOS PROJETOS MEOR ................................ 35


Iane Barbosa Augusto dos Santos ix

4.4 POSSÍVEL APLICAÇÃO NA BACIA POTIGUAR ........................................................ 36

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ............................................................................. 38

5.1 CONCLUSÕES .................................................................................................................. 38

5.2 RECOMENDAÇÕES ......................................................................................................... 38

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................. 38


Iane Barbosa Augusto dos Santos x

Índice de Figuras

Figura 1 - Classificação dos métodos de recuperação avançada de petróleo. .......................... 17

Figura 2: Projetos ativos e bem-sucedidos no mundo .............................................................. 18

Figura 3 - Mecanismo de produção simplificado do MEOR.................................................... 22

Figura 4 - Distribuição do número de patentes por país ........................................................... 31

Figura 5 - Dados do campo de Carmópolis .............................................................................. 32

Figura 6 - Dados do campo de Baixa do Algodão .................................................................... 32

Figura 7: Resultados do MEOR no campo de Carmópolis, Carmópolis-SE ............................ 34


Iane Barbosa Augusto dos Santos xi

Índice de Tabelas

Tabela 1 - Características dos mecanismos de produção ......................................................... 15

Tabela 2 - Principais microrganismos utilizados no método MEOR ....................................... 23

Tabela 3 - Características do campo de Carmópolis e Ponta do Mel ....................................... 37


Iane Barbosa Augusto dos Santos xii

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

API – American Petroleum Institute

ATP – Trifosfato de Adenosina

BEOR – Biological Enhanced Oil Recovery

BOE – Barril de Óleo Equivalente

BSW – Bottom Sediments Water

DNA – Deoxyribonucleic Acid

EOR – Enhanced Oil Recovery

IOR – Improved Oil Recovery

MEOR – Microbial Enhaced Oil Recovery

RGO – Razão Gás Óleo

UKCS – UK Continental Shelf


13

1 INTRODUÇÃO

A importância do petróleo em nossa sociedade é extensa e fundamental, pois além de

ser uma das principais fontes de energia utilizadas pela humanidade, os seus derivados são a

matéria prima para a produção de inúmeros bens de consumo, tendo assim um papel cada dia

mais presente e relevante na vida das pessoas.

A indústria petrolífera vem atuando há décadas no Brasil, tendo como poço pioneiro o

DNPM-163 perfurado em 21 de janeiro de 1939 em Salvador, Bahia. Segundo Nogueira, o

maior campo produtor do país é o Campo de Lula, localizado na bacia de Santos no litoral do

Rio de Janeiro, o qual produziu cerca de 900 mil barris de óleo por dia em dezembro de 2018.

Nogueira ainda afirma que o campo possui reservas estimadas em 6,5 bilhões BOE.

Reserva de petróleo é o volume de óleo recuperável, volume de óleo móvel de um

campo a depender do método de explotação, num determinado instante de tempo que está

contido num reservatório e pode ser explotado. Apenas com a recuperação primária do

reservatório parte do óleo da reserva ainda fica aprisionado sendo necessário intervenção. A

princípio se utiliza um método convencional de recuperação do petróleo, sendo a injeção de

água o método mais utilizado. Além de aumentar a produção, a recuperação convencional

fornece indicações para um método de recuperação posterior, o método especial de

recuperação , ou simplesmente recuperação avançada especial.

Segundo Rosa 2006, o deslocamento do óleo, acontece centenas de vezes em cada

metro cúbico de rocha-reservatório, deixando para trás de 15% a 40% do volume de poroso

preenchidos com óleo residual. A maior parte do óleo não recuperado após a injeção de água é

deixada na forma de gotas microscópicas de óleo residual. Tipicamente, o óleo residual

representa de 60% a 90 % de todo o óleo remanescente depois de um projeto de injeção de

água. Os outros 40% a 10% do óleo permanecem nos bolsões não varridos ou nas regiões

ultrapassadas. Assim, a maior ênfase no desenvolvimento de métodos especiais de

recuperação tem sido no sentido de recuperar o óleo residual.

A recuperação avançada pode ser classificada como métodos miscíveis, térmicos,

químicos, controle de produção de água e MEOR. O Microbial Enhanced Oil Recovery

(MEOR) é um método microbiológico, o qual consiste em injetar microrganismos específicos

com água no reservatório, seguidas de injeção de um nutriente gerando bioprodutos a fim de


14

desviar o fluxo da água posteriormente injetada para locais do reservatório que ainda não

foram varridos e reduzir a viscosidade do óleo para melhorar o seu deslocamento. Caso o

reservatório apresente uma boa quantidade de microrganismos no seu interior, injeta-se

apenas os nutrientes.

O presente trabalho tem por objetivo fazer uma revisão bibliográfica sobre o MEOR, a

fim de aprofundar o conhecimento no assunto bem como aumentar a visibilidade do mesmo,

visto que ainda encontra-se bastante restrito em relação a sua divulgação.

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo serão abordados os principais aspectos teóricos para a melhor

compreensão do tema deste trabalho.

2.1 FORMAÇÃO DO PETRÓLEO

Denomina-se petróleo (do latim petra = rocha e oleum = óleo) as misturas naturais de

carbono e hidrogênio, os hidrocarbonetos, que dependendo das condições de pressão e

temperatura a que estejam submetidos, podem ser encontradas no estado sólido, líquido ou

gasoso. O petróleo pode aparecer em uma única fase como pode se apresentar em mais de

uma fase em equilíbrio. (Rosa,2006)

A teoria mais aceita da formação do petróleo é a de origem orgânica. Essa teoria

afirma que seres microscópicos se acumularam em sedimentos de menor granulometria no

fundo de corpos aquosos e com a pressão exercida das camadas subjacentes, o aumento da

temperatura conforme aumenta a profundidade e ação bacteriológica formaram-se os

hidrocarbonetos.

Um reservatório de petróleo é uma formação porosa e permeável que contém

hidrocarbonetos em fase contínua, e possui qualidade e quantidade com aproveitamento

econômico de exploração viável. Para que o reservatório seja formado, necessita de uma

rocha geradora, que gera e expulsa os hidrocarbonetos, uma rocha carreadora, a qual permite a

migração do óleo expulso, a rocha reservatório, que contém e transmite os fluidos, e a rocha

selante, que possui a função de aprisionar os fluidos no interior da rocha reservatório. Todo

reservatório apresenta uma energia própria para expulsão dos fluidos aprisionados, a energia

primária.


15

2.2 CICLO DE VIDA DE UM CAMPO

O tempo de vida de um reservatório de petróleo é dividido em três estágios (não sendo

necessariamente dependentes). No primeiro estágio apenas a energia de formação é utilizada;

no segundo estágio, técnicas de recuperação são utilizadas para manter (parcialmente) a da

energia de formação. A característica dessa fase da produção é que apenas fluidos nativos do

reservatório (na maioria das vezes água) são injetados dentro do reservatório e assim as

condições naturais não são modificadas. E para aumentar o fator de recuperação, parte-se para

o terceiro estágio, que é a injeção de fluidos deslocantes que são capazes de modificar as

condições de formação e de mecanismo de deslocamento (Lakatos 2008)

2.3 RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA

A recuperação primária de um reservatório de petróleo é aquela que utiliza a pressão

própria do reservatório para elevar os fluidos até a superfície, sem interferência de nenhum

método de elevação ou bombeamento.

A produção de fluidos por surgência pode ser explicada devido a dois fatores

principais. Um deles, a descompressão, que gera a expansão dos fluídos no reservatório junto

com a contração do volume poroso. O outro fator é o deslocamento de um fluido por outro

fluido. O conjunto de fatores que causam esses efeitos denomina-se mecanismos de produção

(Rosa 2006)

Os principais mecanismos de produção que estão presentes na recuperação primária

são:

• Capa de gás

• Influxo de água

• Gás em solução

• Combinado

O mecanismo de capa de gás, de maneia simplificada, consiste em deslocar o líquido

do reservatório por meio da expansão do gás, existente na capa de gás localizada acima do

reservatório de óleo. Essa expansão ocorre à medida que a pressão do reservatório está

declinando após o mesmo ser colocado para produzir. De maneira similar, o influxo de água

também ocorre a medida que à pressão do reservatório cai, deslocando o óleo por meio da


16

expansão de água, existente em um aquífero localizado nas adjacências do reservatório de

petróleo.

Já o mecanismo de gás em solução, utiliza o próprio gás dissolvido no óleo para o

deslocamento do líquido. À medida que a pressão cai, as bolhas começam a crescer e se unir,

formando uma única fase, a qual desloca o fluido. O combinado consiste na combinação de

dois ou mais mecanismos.

Cada mecanismo possui particularidades, tornando-os diferentes uns dos outros. A

Tabela 1 apresenta as principais características de cada mecanismo no que diz respeito ao

declínio de pressão, razão gás óleo (RGO), produção de água, tempo de surgência e valor de

recuperação em porcentagem.

Tabela 1 - Características dos mecanismos de produção

Declínio de

pressão

RGO Produção

de água

Tempo de

surgência

Recuperação

Capa de gás Vagarosa e

continuamente

Alta

continuamente

Desprezível Longo 20% a 40%

Influxo de

água

Permanece

elevada

Permanece

baixa

Alta Surgente até

que a

produção de

água se torne

elevada

30% a 60%

Gás em

solução

Rápido e

contínuo

Alta no início,

muito alta até

atingir o seu

máximo e após

atingir seu pico

há um declínio.

Muito baixa Pouco 5% a 25%

Fonte: Adapt Rosa, 2006

Essa produção por surgência é bastante viável economicamente, visto que seu custo é

inferior comparado a poços que necessitam de elevação artificial.


17

2.4 RECUPERAÇÃO AVANÇADA - MÉTODOS CONVENCIONAIS

Ao passar do tempo, a pressão inicial do reservatório vai diminuindo ao ponto que não

é mais economicamente viável manter o poço por surgência, tornando-se necessária a

intervenção no mesmo para melhorar sua produção, sendo às vezes feita até mesmo antes do

término da fase de recuperação primária.

Essa intervenção chama-se recuperação convencional. No método convencional faz-se

a injeção de água ou gases imiscíveis para deslocar o óleo retido no reservatório. Os

principais fatores que podem ser considerados neste método são o preço do petróleo, o custo

de exploração, o custo de desenvolvimento de uma jazida, o custo de produção e os avanços

tecnológicos.

Como métodos de recuperação convencionais são normalmente utilizados a injeção de

água e o processo imiscível de injeção de gás. Na injeção imiscível de gás, como indica o

próprio nome, os fluidos não se misturam, ou seja, o óleo do reservatório e o gás injetado

permanecem durante o processo como duas fases distintas. O método convencional de

recuperação convencional mais utilizado no mundo é a injeção de água, que foi

primeiramente utilizada no campo de Bradford, EUA, no início do século. No Brasil o

primeiro campo a usar esse processo de recuperação foi o de Dom João, localizado na Bahia,

em 1953, na época gerenciado pela antiga Região de Produção da Bahia (RPBA) do

Departamento de Produção (DEPRO) da PETROBRAS.(ROSA,2006)

2.5 RECUPERAÇÃO AVANÇADA – MÉTODOS ESPECIAIS

Apesar da utilização dos métodos de recuperação secundária, estes só conseguem

elevar a recuperação média de 15% para 30% (restando 70% do óleo no reservatório)

(Carrero,2006).

Quando o método de recuperação convencional não é mais eficiente, utilizam-se os

métodos de recuperação avançada. Esses métodos são utilizados em campos que além de

apresentarem queda em sua produtividade, também possuem altas viscosidades e tensões

interfaciais, os quais são chamados de campos maduros, e geralmente a recuperação

convencional não é suficiente para aumentar a produtividade do poço.


18

Nas últimas décadas, os métodos de recuperação secundária passaram a ser

classificados como métodos convencionais de recuperação, enquanto que os métodos

terciários passaram a ser denominados como métodos especiais de recuperação ou métodos de

recuperação avançada, que na língua inglesa é conhecido como Enhanced Oil Recovery

(EOR). Porém, recentemente alguns autores utilizam Improved Oil Recovery (IOR) que

engloba os antigos métodos especiais de recuperação e qualquer outro método não

convencional que aumente a recuperação ou acelere a produção em relação aos métodos de

recuperação primária ou secundária (Rosa, 2006).

Os campos de petróleo mais favoráveis a esse tipo de projeto devem ser estudados

calculando-se os volumes de óleo deixados após a injeção de água, observando se esse óleo

foi deixado como óleo residual ou como óleo não varrido, determinando o tipo de recuperação

especial a ser aplicado.

A determinação da saturação de óleo residual após a injeção de água é um dos fatores

mais importantes para o estudo da recuperação avançada. Para determinar essa saturação pode

ser necessária a retirada de amostras de testemunhos a partir de perfurações realizadas na

parte do reservatório varrida pela água. A perfilagem combinada com análises convencionais

de amostras de testemunhos são utilizadas para estimar esses valores de óleo residual. A

Figura 1 apresenta os métodos de recuperação avançada especial.

Fonte: Autor, 2019

Figura 1 - Classificação dos métodos de recuperação avançada de

petróleo.


19

O reconhecimento de campos que são candidatos à recuperação avançada especial requer, em

geral: (a) familiaridade completa com cada campo de óleo em uma determinada área; (b)

compreensão dos métodos especiais de recuperação secundária. A injeção de água tem sido e

é o agente de recuperação secundária universal. Não há um método especial semelhante à

injeção de água, aplicável à maioria dos reservatórios. A aplicação de técnicas especiais de

recuperação secundária a um reservatório específico requer a análise de todos os métodos

disponíveis para se selecionar o mais adequado. (Rosa, 2006). A Figura 2 mostra a

distribuição dos métodos de EOR aplicadas no mundo.

Fonte: Oil & Gas Journal, 2016

2.5.1 MÉTODOS TÉRMICOS

O mecanismo de recuperação térmica foi um dos primeiros métodos a ser

desenvolvido para viabilizar a produção de petróleo altamente viscosos em campos

considerados não comerciais (Thomas, 2001). Este método é utilizado atuando principalmente

na melhora da mobilidade do óleo resultante da redução da viscosidade. No Brasil,

basicamente toda a utilização de recuperação avançada é feita com este método, sendo

implantado com sucesso ao final dos anos 70.

Figura 2: Projetos ativos e bem-sucedidos no mundo


20

O método térmico consiste na injeção de um fluido quente, seja ele água ou vapor, e

também por meio da combustão in situ. Quando a injeção é feita com vapor, o mesmo pode

ser injetado de maneira cíclica ou contínua. Na injeção de fluido quente, a viscosidade do óleo

é reduzida através do fornecimento de calor para o reservatório, já quando é feita a combustão

in situ os gases da combustão e fração leve do óleo vaporizada vão à frente deslocando o óleo.

2.5.1 MÉTODOS MISCÍVEIS

Os métodos miscíveis recebem este nome pois a injeção feita é com um fluido que seja

totalmente miscível no óleo, evitando a formação de interfaces e as forças capilares de

retenção. A miscibilidade é uma propriedade que permite que os dois fluidos ao entrarem em

contato formem um sistema homogêneo, apresentando-se apenas em uma fase.

A injeção pode ser feita com hidrocarbonetos, sendo eles gás enriquecido, gás pobre a

alta pressão ou um banco miscível de gás liquefeito de petróleo(GLP), além de poder injetar

também o dióxido de carbono (CO2).

Os métodos miscíveis têm como principal mecanismo a redução da tensão interfacial

entre o fluido deslocante e o deslocado (óleo) através da miscibilidade. Esse método aumenta

a eficiência de deslocamento do óleo, através da redução de sua saturação residual, além de

aumentar a eficiência de varrido do reservatório em função da melhoria na mobilidade do

óleo.

2.5.2 MÉTODOS QUÍMICOS

O método químico é caracterizado pela adição de produtos químicos à água, a fim de

criar condições interfaciais mais favoráveis para o deslocamento do óleo. Para este método a

injeção pode ser feita com três tipos de fluidos, o polímero, a solução micelar e a solução

alcalina ASP (Álcali-Surfactante-Polímero).

A injeção com polímero consiste na adição de polímero à água de injeção para

aumentar sua viscosidade, resultando em uma redução da mobilidade do fluido injetado, o

que, por sua vez, melhora a razão de mobilidades, já a injeção com solução alcalina tem o

objetivo de incrementar o pH e promover a reação dos álcalis com os componentes ácidos

presentes no óleo cru, gerando surfactantes in situ.


21

A injeção de solução micelar é um tipo de método especial de recuperação química o

qual busca recuperar o óleo remanescente do reservatório por meio da sua adsorção nas

interfaces líquido-líquido, líquido-gás, solido-líquido, reduzindo a tensão interfacial entra a

água, o petróleo e a rocha reservatório.(Thomas, 2001).

2.5.4 MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS

A recuperação microbiológica avançada de petróleo – do inglês MEOR (Microbial

Enhanced Oil Recovery) se baseia na variabilidade metabólica dos microrganismos, os quais

podem se desenvolver isolados ou em conjunto sintetizando surfactantes, polímeros, ácidos e

gases que irão atuar forçando o deslocamento e facilitando o transporte do óleo das formações

geológicas (GRULA, 1986).

As pesquisas sobre processos MEOR apresentam podem ser classificadas em dois

níveis, sendo eles em escala laboratorial e experimentos de campo. No laboratório, os

microrganismos são isolados e selecionados quanto à produção de metabólitos desejáveis para

a mobilização do óleo. Esses microrganismos são, então, utilizados em experimentos para

demonstração de que o óleo pode ser removido de sistemas porosos saturados com o mesmo.

Nos experimentos de campo, microrganismos selecionados são injetados com nutrientes para

estimular o seu crescimento e a produção de metabólitos considerados uteis para liberar o óleo

aprisionado.(MCINERNEY et at ,1999)

Outra opção é estimular o crescimento da microbiota existente no reservatório apenas

por meio da injeção de nutrientes. Essas estratégias são caracterizadas como sendo de

aplicação in situ. Uma variante desses mecanismos é a produção em larga escala de

bioprodutos úteis a MEOR, em biorreatores, e a posterior injeção nos reservatórios,

caracterizando o mecanismo ex situ (MCINERNEY et at ,1999)

As principais áreas de aplicação das técnicas de MEOR têm focado os seguintes

processos biológicos: o controle da biocorrosão; a produção de biosurfactantes; a produção de

polímeros; o crescimento biocompetitivo de populações microbianas; a identificação de

biossensores específicos; a modificação biológica de óleos pesados; a gaseificação de

hidrocarbonetos; a desestabilização de hidratos de gás; o desenvolvimento de biomarcadores;

e diversos outros processos que estão sendo desenvolvidos constantemente. Muitos dos

estudos de MEOR são relativamente confidenciais e com pouca divulgação, mas as técnicas


22

de MEOR estão sendo reconhecidas pela sua importância estratégica, e isso fez com que elas

se tornassem um tema de destaque no mundo do petróleo (JONES, 2006)

2.5.4.1 BREVE HISTÓRICO DO MEOR

Os processos primários e secundários de recuperação de petróleo atingem cerca de

33% da média mundial de recuperação do óleo original do reservatório, enquanto o óleo não

recuperado, os outros 67%, pode ser mantida no reservatório por forças viscosas e/ou

capilares.

O estudo dos processos de geração, migração, retenção e degradação do óleo em

certos reservatórios têm melhorado o conhecimento destas interações, ajudando a encaminhar

os esforços seguintes de aplicação de MEOR (ISAKSEN, 2004).

Embora o MEOR não seja um método tão explorado quanto os outros mencionados, o

mesmo começou a ser pesquisado há vários anos e apresenta resultados significativos. Uma

breve história de marcos importantes no estudo sobre o MEOR pode ser descrita

cronologicamente como:

• 1926: J. W. Beckman propõe a utilização de microrganismos para recuperar o óleo

residual;

• 1947: E. Zobell et al., estabeleceram bases da microbiologia do petróleo utilizando uma

mistura de areia e calcário triturado, saturada com óleo cru e posteriormente inoculada com

suspensão bacteriana

• 1954: O 1° teste em campo foi realizado em Arkansas, EUA;

• 1970: Crise do petróleo despertou interesse no método MEOR em diversos países, entre

eles principalmente na antiga União Soviética e Estados Unidos da América;

• 2007: Estudos apontam que há cerca de 322 projetos de MEOR nos EUA e que 78% do

número total de projetos foram bem-sucedidos em melhorar a recuperação de petróleo e não

houve nenhum caso de redução;

• 2010: O 1° teste em campo é realizado no Brasil, no campo de Carmópolis o qual foi

perfurado 10 poços e obteve 70 % de êxito no projeto.

• 2015: O 2° teste em campo é realizado no Brasil no campo de Baixa do Algodão,

localizado no Rio Grande do Norte, porém obteve-se insucesso no projeto.


23

Independentemente da estratégia utilizada neste método, os micróbios atuarão

modificando as propriedades físicas e/ou químicas dos reservatórios e com isso facilitarão os

processos necessários ao escoamento do petróleo. Outras questões de produção de petróleo,

como a presença de parafina, emulsões e problemas de corrosão também podem ser

controladas usando microrganismos.

2.5.4.2 MECANISMO DE PRODUÇÃO

A recuperação microbiológica avançada de petróleo (MEOR) pauteia-se na

diversidade metabólica dos microrganismos, que isolados ou em conjunto, sintetizam

produtos químicos como: surfactantes, polímeros, ácidos e gases, que atuam forçando o

deslocamento de óleo, melhorando sua taxa de recuperação (GRULA, 1986).

A princípio, o modelo MEOR pode ser dividido em dois grupos, o ex situ e in situ. A

produção ex situ dos metabólitos MEOR utiliza bactérias exógenas. Neste caso, os

microrganismos são cultivados usando fermentadores industriais ou plantas móveis e, em

seguida, injetados na formação de óleo como soluções aquosas. Já a produção in situ, a

formação de metabólitos é o resultado da atividade microbiológica que ocorre diretamente no

reservatório.(ALIYA,2016)

A figura 3 ilustra de maneira simplificada o mecanismo de produção após a injeção

dos microrganismos e/ou nutrientes. Esse modelo é o que espera-se do comportamento dos

microrganismos injetados no reservatório.

Fonte: Autor, 2019

Figura 3 - Mecanismo de produção simplificado do MEOR


24

Dentro do reservatório, bactérias são transportadas pela água injetada e acumulam-se

em zonas porosas nas interfaces óleo/rocha e óleo/água. As bactérias utilizam quantidades

muito pequenas de óleo e produzem metabólitos, como solventes, surfactantes, ácidos e

dióxido de carbono. Estes bioprodutos interagem com o óleo no reservatório para reduzir a

viscosidade do óleo, a tensão da interface nas interfaces óleo/rocha e óleo/água, melhoram a

permeabilidade da rocha removendo a parafina, a lama e outros detritos que obstruem a mídia

porosa.(ALIYA,2016)

O processo MEOR consiste em dois componentes essenciais: microrganismos

consumidores de hidrocarboneto e um meio nutricional como fonte de nitrogênio e fósforo.

Os microrganismos utilizados para esse método de recuperação, apresentam características e

funções próprias. Na tabela 2, estão apresentadas os principais utilizados neste método, bem

como as suas respectivas funções.

Tabela 2 - Principais microrganismos utilizados no método MEOR

Microrganismo Atuação

Acinetobacter baumannii Surfactante: Desempenha um importante

papel na decomposição de compostos

aromáticos. Atua na redução da tensão

interfacial.

Xanthomonas Biopolímero: Atua na redução da viscosidade

e melhora do perfil de injetividade

Clostridium Solvente; Formação de ácidos e gases. Atua

aumentando a permeabilidade da rocha,

reduzindo a viscosidade do óleo e

aumentando a pressão.

Fonte: Autor, 2019

Os biosurfactantes, surfactantes produzidos pelos microrganismos, reduzem a tensão

interfacial entre água e óleo acarretando em uma menor pressão hidrostática necessária para

mover o líquido aprisionado nos poros para superar o efeito capilar. Em segundo lugar, os

https://pt.wikipedia.org/wiki/Composto_aromático

https://pt.wikipedia.org/wiki/Composto_aromático


25

biosurfactantes contribuem à formação de micelas que fornecem um mecanismo físico para

mobilizar o óleo em uma fase aquosa movente. (Yu,2000)

A produção de biopolímero e a formação de biofilme favorecem a obstrução seletiva,

células condicionadas e substâncias poliméricas extracelulares obstruem zonas de alta

permeabilidade, resultando em uma mudança de direção da inundação de água para canais

ricos em óleo, consequentemente aumentando a eficiência de varredura de recuperação de

óleo com inundações de água.(Flemming, 2001)

A produção de gás e solvente aumenta a pressão diferencial que conduz o movimento

do óleo. O CO2 produzido é um excelente agente neste método, pois a sua miscibilidade ajuda

a saturar o óleo, resultando na redução da viscosidade da fase líquida e, consequentemente,

melhorar a mobilização por pressão extra de condução. Por outro lado, outros gases e

solventes formados podem dissolver a rocha, levando a um aumento na permeabilidade e

porosidade da mesma.

Os principais mecanismos atuantes neste método de recuperação são:

i. Formação de bio-ácidos que poderiam dissolver alguns dos minerais aumenta a

permeabilidade e porosidade da rocha.

ii. Produção de solventes e biogases, levando a uma menor viscosidade do óleo que

facilita o deslocamento do óleo.

iii. Formação de biosurfactantes, biopolímeros e outros compostos, que poderiam

interagir emulsionando o óleo, reduzindo sua viscosidade, e reduzindo a tensão

interfacial.

iv. Produção de biomassa microbiana que poderia mudar a molhabilidade da rocha

petrolífera.

Se não for projetado e implantado adequadamente, os metabólitos microbianos podem

reduzir a permeabilidade depositando: biomassa (entupimento biológico), minerais

(entupimento químico) ou outras partículas em suspensão (entupimento físico). Após a

implementação do projeto o mesmo é monitorado constantemente através do crescimento

populacional de bactérias e da taxa de produção de petróleo dentro de um período de tempo

determinado.


26

2.5.4.3 ATIVIDADE OPERACIONAL

A primeira etapa do processo baseia-se em estudos dos microrganismos existentes e

adaptados as condições do reservatório, para então traçar o modelo a ser utilizado, podendo

ser a injeção de nutrientes com ou sem microrganismos. A solução MEOR é injetada em

poços adjacentes, similar à injeção de água no reservatório. O volume do biomaterial a ser

injetado é calculado com base no volume de poros do reservatório alvo, então a solução é

injetada seguida pela injeção da água para conduzir a solução biológica nas zonas saturadas

do óleo. Após a injeção o poço é fechado por tempo determinado, geralmente entre 1 a 7 dias

e após esse período o mesmo é colocado em produção novamente. Esse processo é cíclico, e

ocorre a cada 3 ou 6 meses a depender do reservatório e o comportamento dos

microrganismos.(ALIYA,2016)

A produção é realizada em duas etapas de injeção. A primeira consiste na injeção de

água e o oxigênio na formação como uma mistura contendo sais minerais, nitrogênio e fósforo

para ativar a microflora indígena. Na presença dessa mistura, as bactérias aeróbias oxidam

hidrocarbonetos produzindo ácidos orgânicos de baixo peso molecular (acético, propiônico,

butírico, etc.), álcoois (metanol e etanol), biosurfactantes e dióxido de carbono, que aumentam

a pressão no interior do reservatório.(ALIYA,2016)

Na segunda etapa, a água livre de oxigênio é injetada no reservatório para ativar

bactérias indígenas anaeróbias que metabolizam o petróleo bruto em ácidos, e gás (ou seja,

metano, dióxido de carbono). O acúmulo dessas biogases aumenta a pressão do reservatório.

Caso a pressão no reservatório seja suficientemente alta, o metano pode ser dissolvido na fase

líquida de hidrocarbonetos, reduzindo a sua viscosidade. Da mesma forma, o dióxido de

carbono também poderia reduzir a viscosidade do óleo se a pressão na formação permite a

miscibilidade de CO2 na fase óleo. A redução da viscosidade do óleo melhora o seu

deslocamento no reservatório aumentando assim a produção de petróleo. Além disso, o CO2

poderia reagir com os minerais na rocha dissolvendo-a, aumentando a sua permeabilidade.

Caso a água seja injetada com materiais biológicos, os microrganismos entram no reservatório

misturado com a água injetada através do sistema de inundação existente sem afetar a taxa de

injeção ou pressão. (ALIYA,2016)

A injeção de nutrientes feita é a base subprodutos industriais como melaço e soro de

leite. A injeção de melaço é amplamente utilizada, pois ela é o principal subproduto da


27

indústria açucareira, originando a cada tonelada de cana processada cerca de 40kg a 60 kg de

melaço, tornando-o bastante interessante do ponto de vista econômico. A base dos nutrientes

injetados deve ser de fósforo e nitrogênio, sendo o primeiro essencial para a síntese de ATP,

necessária para a sua atividade metabólica, e o segundo é primordial para o crescimento

bacteriano.

No processo também é injetado uma solução de nitrato, com concentração de 1,5 g/L

de água, a fim de estimular apenas os micróbios benéficos, as bactérias redutoras de nitrato.

As bactérias redutoras de sulfato são indesejáveis pois o ácido sulfídrico (H2S) resultante das

mesmas é bastante reativo na presença de ferro, provocando oxidação e acarretando sérios

problemas, então as mesmas não são estimuladas e as bactérias redutoras de nitrato ocupam o

seu lugar.

2.5.4.4 VANTAGENS E DESVANTAGENS

Embora seja um método ainda pouco implementado, o mesmo possui várias vantagens

em relação aos demais, sendo algumas delas:

• Micróbios e/ou nutrientes injetados possuem baixo custo;

• Pequena modificação nas instalações já existentes;

• Nutrientes microbianos são biodegradáveis, tornando o método ecologicamente correto;

• Baixo índice de corrosão;

• Micróbios existentes no reservatório quando estimulados não alteram a qualidade do óleo

bruto;

• Transformação de compostos orgânicos contendo enxofre;

• De um modo geral apresenta baixo custo;

Diante de várias vantagens, principalmente se comparado aos outros métodos de

recuperação avançada, o MEOR também apresenta desvantagens, além da baixa

empregabilidade do método resultando em desconhecimento e falta de modelos matemáticos

que modelem o método, o mesmo possui limitações para ser empregado. Segundo Awan

2008, são necessárias condições específicas para o favorecimento do crescimento microbiano,

sendo elas:

• Permeabilidade do reservatório superior a 20 md

• Temperatura do reservatório inferior a 85 °C


28

• Salinidade inferior a 100 000 ppm

• Profundidade do reservatório inferior a 3500 metros

2.5.4.5 RESTRIÇÕES DE USO

Como citado, o método de recuperação microbiológico possui certas limitações para

que tenha eficácia, pois os fatores externos influenciam diretamente na vida bacteriana,

colocando em risco a sua eficácia. Os principais fatores são:

• Temperatura

A temperatura, dependendo da escala, pode melhorar ou dificultar reações enzimáticas as

quais agem diretamente na velocidade das reações químicas desenvolvidas pelos micróbios.

Isto terá um efeito sobre o crescimento celular ideal ou metabolismo.

• Pressão

Em elevadas pressões algumas bactérias têm aumento do seu crescimento, porém outros

gêneros em altas pressões, a dupla hélice de DNA se torna mais densa e, portanto, a expressão

gênica e a síntese de proteínas são afetados.(Daniel,2006)

• Tamanho e geometria dos poros

Após estudos laboratoriais observou-se que o tamanho e a geometria dos poros possam afetar

a quimiotaxia das bactérias, ou seja, a resposta de um organismo a um estímulo químico. A

atividade bacteriana substancial é alcançada quando há interconexões de poros com pelo

menos 0,2 μ de diâmetro. No entanto, isso não foi provado em condições de reservatório de

óleo.(Fredrickson, 1997)

• pH

O pH influencia os seres vivos de forma direta afetando a carga superficial dificultando o

movimento das células através dos meios porosos.

2.5.4.6 CONSIDERAÇÕES ECONÔMICAS

Uma alternativa bastante atraente no quesito economia é o Microbial Enhanced Oil

Recovery, visto que o seu gasto é inferior se comparado aos outros métodos de recuperação

avançada. Além dos microrganismos serem baratos, os seus principais nutrientes são

subprodutos de baixo custo. Em relação a operação, caso o poço já seja equipado para injeção


29

de água o mesmo sofrerá pouco ou nenhuma modificação para que seja feita a injeção do

método MEOR.

Outra comparação economicamente viável no que diz respeito aos demais é a redução

do tempo em que as operações ficam paradas. O MEOR possui menor tempo de inatividade,

pois a injeção não é um processo demorado e o poço é colocado para produzir novamente em

um tempo máximo de 7 dias.

2.5.4.7 APLICAÇÕES PARA MICRORGANISMOS DA

INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

Na indústria petrolífera, o MEOR tem sido aplicada para diversos usos além da recuperação

melhorada do óleo. Alguns deles são:

A estimulação do poço, melhorando o fluxo de óleo na área de drenagem;

Remediação de derramamentos de óleo no solo e água subterrânea conhecida como

biorremediação;

Limpeza removendo alguns detritos que bloqueiam os canais pelos quais o óleo flui;

Redução do acumulo de parafina.

3 METODOLOGIA

Neste capítulo será apresentada a metodologia empregada no presente trabalho. Onde,

foi feito um estudo bibliográfico a respeito do Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR),

um método de recuperação avançada especial, pesquisando-se uma fundamentação teórica e

algumas práticas do método, no Brasil e no mundo. Assim sendo, é avaliado desempenho do

método bem como sua utilização e importância. A princípio, foi feito um estudo simplificado

de todos os métodos de recuperação de um campo de petróleo.

Mediante a análise bibliográfica, é possível confirmar que grande parte do petróleo

encontra-se retido nas suas reservas sendo necessário a utilização de meios para removê-lo até

a superfície. Além dos estudos dos métodos de recuperação avançadas convencionais,

também procurou-se estudar os não convencionais dando ênfase no MEOR. Para essa análise,

foi feito estudos de diversos artigos, os quais explicam como o método funciona, bem como o

que é necessário para a implantação do mesmo. O presente trabalho também apresenta as

atividades operacionais, suas vantagens e desvantagens, além de restrições do seu uso.


30

Além do desempenho buscou-se observar a implantação do MEOR no Brasil,

analisando seus sucessos e fracassos e uma possível aplicação para os campos da Bacia

Potiguar. Para essa análise, foi feita uma coleta de dados disponibilizados pela Agência

Nacional de Petróleo(ANP) sobre os Campos de Carmópolis, Baixa do Algodão e Ponta do

Mel, por serem respectivamente os campos de sucesso, fracasso e possível aplicação deste

método de recuperação suplementar.

Para o estudo de uma possível aplicação do método no Campo de Ponta do Mel, foi

utilizado a análise da similaridade dos dados coletados das propriedades do reservatório do

mesmo com os dados do campo de Carmópolis. Neste trabalho, foram também identificados

campos em que o método obteve grande sucesso fora do Brasil.

Outro quesito importante destacado na pesquisa foi o ponto de vista econômico do

MEOR em relação aos demais métodos de recuperação avançada, bem como outras

aplicações na indústria petrolífera.

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo serão abordados os locais de aplicação do MEOR, dando ênfase na

aplicação do método no Brasil.

4.1 PRINCIPAIS LOCAIS COM UTILIZAÇÃO DE MEOR

Na plataforma continental do Reino Unido (UKCS) foram feitos ensaios usando

processos baseados em BEOR desde os anos 1990, baseados em estudos iniciados pela Statoil

em campos do Mar do Norte (Hughes, 2002).

Entre os benefícios obtidos na UKCS, a produção de certos poços aumentou cerca de

10%, e a contaminação com H2S foi eliminada. Em outros casos, a proporção de água

produzida foi reduzida através do crescimento seletivo de bioflocos nos poros, permitindo que

a água injetada por outros poços atinjam regiões não atingidas previamente, através do

chamado efeito de desvio microbiano do fluxo (MFD-microbial flow diversion) (Hughes,

2003). A modificação da permeabilidade permitiu a produção de petróleo de zonas

previamente não acessíveis, aumentando o fator de recuperação (Stephens, 2004).

Em 2001 a Statoil anunciou que desenvolveria todo seu campo Norne, no setor da

Noruega, no Mar do Norte, empregando uma técnica de BEOR, baseada na bio-estimulação


31

de microrganismos aeróbicos nativos. O resultado esperado é uma recuperação adicional de

6% do petróleo na jazida, durante o resto da vida útil do campo (Offshore Magazine, 2001).

Na Romênia, a bio-aumentação com misturas de microrganismos fornecidos

comercialmente, reduziu os problemas associados à formação de parafina em poços

produtores de petróleo (Lazar, 1999).

Segundo Lazar et al. 2007, os países que mais apresentaram ensaios de campo bem-

sucedidos foram: Estados Unidos da América, China, Noruega, Rússia, Austrália, Argentina,

Bulgária, Antiga Tchecoslováquia (Atualmente República Tcheca e Eslováquia), Alemanha,

Hungria, Índia, Malásia, Peru, Polônia e Romênia. O mesmo afirma que a aplicação de maior

sucesso ocorreu no campo de Alton, localizado na Austrália, o qual obteve aumente de 40%

em sua produção.

Outra notória aplicação com grande êxito foi no campo de Norne, localizado na

Noruega. Apenas neste campo e no campo de Bokor, localizado na Malásia, foram feitos

testes offshore.(Awan, 2008)

Conforme revisado por Lazar et al, as aplicações nos diferentes campos seguiram

metodologias diferentes, sendo elas principalmente:

• Injeção de microrganismos exógenos;

• Estimulação de microrganismos existentes;

• Controle da deposição de parafina;

• Injeção de biopolímeros produzidos ex situ.

A grande quantidade de experiências com MEOR com resultados positivos em

laboratório e no campo, mostra que as técnicas empregadas nesse método estão deixando de

ser uma tecnologia relativamente desconhecida, tornando-se mais madura, apesar de que

novas aplicações continuam sendo desenvolvidas e estudadas (JONES, 2007).

Apesar de o método microbiológico ainda ser pouco explorado devido as suas

restrições de uso e incertezas, alguns países apresentam várias pesquisas e patentes

relacionadas a esse método de recuperação avançada. A Figura 4 mostra a quantidade de

patentes sobre MEOR depositadas por país.


32

Fonte: Carvalho, 2012

Embora os Estados Unidos e a China não possuam as maiores reservas de petróleo, os

mesmos apresentam um grande avanço tecnológico, e consequentemente contem os maiores

números de patentes, respectivamente.

4.2 ESTUDO DE CASO NO BRASIL

No Brasil a aplicação da recuperação avançada por injeção e/ou estimulação

microbiológica ainda encontra-se bastante restrita. A mesma foi aplicada apenas em dois

campos onshore, no campo de Carmópolis, localizado em Sergipe e no campo de Baixa do

Algodão, localizado no Rio Grande do Norte. As figuras 5 e 6 apresentam respectivamente as

características destes campos.

Figura 4 - Distribuição do número de patentes por país

Figura 5 - Dados do campo de Carmópolis


33

Fonte:ANP, Plano de desenvolvimento aprovado, 2016

Fonte:ANP, Plano de desenvolvimento aprovado, 2016

4.2.1 CAMPO DE CARMÓPOLIS

Em 2017 a Agência Petrobras informou que Carmópolis é o maior campo terrestre do

Brasil, tanto em termos de volume original de óleo em reservatório (1,76 bilhão de barris de

óleo equivalente), quanto em termos de reservas totais (165 milhões de barris de óleo

equivalente). Atualmente, o campo de Carmópolis responde por 44% da produção e 49% das

reservas totais do estado de Sergipe. Com uma área de 170 km2, compreende os municípios

de Carmópolis, General Maynard, Rosário do Catete, Maruim, Japaratuba e Santo Amaro das

Brotas.

O campo de Carmópolis encontra-se há mais de 50 anos de produção, sendo

necessária a aplicação de métodos de recuperação para aumentar a sua produção. O emprego

do método MEOR no município de Carmópolis ocorreu em 2010, sendo aplicado em 10

poços.

Figura 6 - Dados do campo de Baixa do Algodão


34

O principal objetivo com o uso deste método foi bloquear canais de alta

permeabilidade por geração de biomassa e biopolímeros in-situ(Rosa,2017), ou seja, a

formação de metabólitos foi resultado da atividade microbiológica que ocorreu diretamente no

reservatório.

A metodologia empregada neste caso foi a dosagem de nutrientes e aceptor de elétrons

na água de injeção(Rosa,2017). Os estudos feitos comprovaram que não seria necessário a

injeção de novos microrganismos no reservatório, pois os que ele possui seriam suficientes

para a realização do procedimento.

Os resultados apresentados após a injeção foi que 7 dos 10 poços em que o método foi

empregado apresentou melhorias no perfil de injetividade (Rosa,2017). A figura 7 apresenta

os resultados antes, durante e após o método MEOR ser utilizado.

Fonte: Rosa,2017

Em julho de 2008, antes da aplicação do MEOR, o BSW oriundo do zona CPS-1B era

em torno de 68%. Após a aplicação do método esse valor baixou para 40%. Uma pausa foi

feita na injeção de nutrientes no reservatório no dia 29 de outubro de 2011. A vazão de água

nos meses seguintes a essa pausa obtiveram uma média de aproximadamente 35% até o dia 10

de novembro de 2011.

Figura 7: Resultados do MEOR no campo de Carmópolis, Carmópolis-SE


35

É possível concluir que após a injeção dos nutrientes, ao longo de um ano, o método

conseguir reduzir a vazão da água em aproximadamente 32 pontos percentuais.

4.2.2 CAMPO DE BAIXA DO ALGODÃO

Segundo a ANP, o Campo de Baixa do Algodão (BAL) possui uma área de

desenvolvimento de 18,6 km² (área da concessão) localizada na porção centro-norte da Bacia

Potiguar emersa, no município de Governador Dix-Sept Rosado, a cerca de 320 km a oeste da

cidade de Natal, capital do Estado do Rio Grande do Norte. Em de 2015 o campo possuía 79

poços perfurados e cerca de 5,42 milhões de m³std de óleo in place. A maioria dos poços

produtores deste campo possui completação simples, havendo apenas poucos com

completação dupla. Todos eles produzem óleo por elevação artificial (bombeio mecânico,

bomba de cavidade progressiva ou bomba centrífuga submersa).

A aplicação do método Microbial Enhanced Oil Recovery no campo de Baixa do

Algodão durou um ano, tendo início em março de 2015 com encerramento em março de 2016.

A metodologia aplicada neste campo foi similar a utilizada no campo de Carmópolis, pois

neste caso também foi feito a produção in situ. O método baseou-se em injetar nutrientes,

além de pequenos teores de oxigênio na água de injeção, estimulando a produção de

biosurfactantes e biomassa por microrganismos já existentes no reservatório.(Rosa,2017)

Após a aplicação do método concluiu-se que o MEOR, no campo de BAL, não obteve

sucesso, pois nos resultados do campo como um todo, não foi observado ganho de produção

de óleo associado ao projeto.(Rosa,2017)

4.3 POSSÍVEIS CAUSAS DO INSUCESSO DOS PROJETOS MEOR

Na natureza, os elementos vivos e não vivos interagem uns com os outros numa

complicada rede de nutrientes e energia. Os insucessos com o método pode ocorrer devido a

vários fatores entre eles:

• Características do reservatório;


36

• A ecofisiologia das comunidades microbianas que prosperam em reservatórios de petróleo é

largamente inexplorada. Consequentemente, há uma avaliação crítica deficiente dos

mecanismos físicos e bioquímicos que controlam a resposta microbiana;

• Má compreensão das interações sinergísticas entre os elementos vivos e não vivos, pois as

comunidades microbianas interagem sinergicamente com minerais, substâncias poliméricos

extracelulares e outros fatores físico-químicos e biológicos no ambiente;

• Falta de cooperação entre microbiologistas, engenheiros de reservatórios, geólogos,

economistas e operadores proprietários;

• Avaliação inadequada do potencial da comunidade microbiana;

• Falta de relações quantitativas demonstráveis entre desempenho microbiano, características

do reservatório e condições de operação;

• Inconsistência do desempenho in situ estudado em laboratório e o que ocorre no reservatório

além da falta de experimentos controlados rigorosos, que estão longe de imitar as condições

do reservatório de petróleo que podem ter um efeito sobre a expressão gênica e formação de

proteínas;

• Falta de modelos matemáticos estruturados para melhor descrever MEOR em diferentes

reservatórios;

• Condições de reservatório inadequadas para utilização do método

4.4 POSSÍVEL APLICAÇÃO NA BACIA POTIGUAR

A Bacia Potiguar está localizada nos estados do Rio Grande do Norte e Ceará,

possuindo campos terrestres e de águas rasas, sendo uma das maiores produtoras de óleo

onshore do país. Em sua porção terrestre, a mesma é classificada como madura, ou seja, já foi

amplamente explorada, sendo necessárias intervenções para que o óleo residual seja retirado

com a maior eficácia possível.

O método mais utilizado nesta bacia é a injeção contínua de vapor, possuindo grande

eficiência no deslocamento do óleo aprisionado no reservatório através da redução da

viscosidade do mesmo, visto que os campos maduros apresentam um óleo pesado. O método


37

térmico utilizado apresenta altos índices de sucesso porém apresenta elevados investimentos

nos equipamentos de geração de vapor e o alto custo do vapor injetado.

Os blocos dos campos maduros da bacia potiguar vem sendo leiloados, oferecendo

oportunidades às empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração e produção

de petróleo e gás natural, entretanto do ponto de vista econômico, métodos de recuperação

avançadas dispendiosas não são atrativos.

Recentemente o campo Ponta do Mel localizado na Bacia Potiguar foi leiloado. A

Agência Nacional de Petróleo afirma que o mesmo apresenta reservatórios produtores de

petróleo em arenitos finos a grosseiros de sistemas costeiros de idade cenomaniana da

Formação Açu com ° API 26. A parte superior da Formação Açu é representada por uma

seção transicional transgressiva, de ambiente fluvial para ambiente marinho raso (Fm.

Jandaíra). O campo apresenta porosidade de aproximadamente 25%.

Alguns campos localizados na Bacia Potiguar, a exemplo do Ponta do Mel, possuem

alguns requisitos necessário para eficácia de método como: (I) temperatura do reservatório

inferior a 85°C e (II) profundidade do reservatório inferior a 3500 metros. A Tabela 3

apresenta uma comparação de algumas características entre o Campo de Carmópolis, onde o

uso do método MEOR foi implementado de maneira eficaz, e o Campo de Ponta do Mel,

campo maduro localizado na Bacia Potiguar.

Tabela 3 - Características do campo de Carmópolis e Ponta do Mel

Campo Tipo Ambiente Arenito °API Porosidade Recuperação

Ponta do

Mel

onshore Fluvial Finos-grosseiros 26° alta Inj. de água

Carmópolis onshore Fluvial e

lacruste

Limpos e

conglomeráticos

18°-

22°

alta Inj. de água e

de vapor

Fonte: Autor, 2019

Para o estudo, o principal quesito analisado foi o °API dos reservatórios em questão. A

classificação API, medida em graus, varia inversamente à densidade relativa e é classificada

como petróleos leves aqueles cujo °API é maior que 30, médios entre 22 e 30 °API, pesados

abaixo de 22 °API e com °API igual ou inferior a 10, são petróleos extrapesados.


38

O óleo do campo de Ponta do Mel é considerado um óleo do tipo médio já o óleo do

reservatório de Carmópolis é considerado um óleo pesado. O óleo do campo de Ponta do Mel

é menos denso que o de Carmópolis, logo possui um melhor deslocamento. Visto que o

MEOR possui um princípio de reduzir a viscosidade para melhorar o deslocamento do óleo, o

petróleo de Ponta do Mel é mais susceptível ao método em relação ao campo de Carmópolis.

Analisando esta afirmação e observando alguns parâmetros de formação geológica que são

similares em ambos os campos, além da alta porosidade que ambos apresentam, a alternativa

de implantação do MEOR pode ser viável. Além das condições petrofísicas e petroquímicas,

há uma consideração econômica muito importante a ser analisada: em ambos os casos já há

equipamento de injeção de água, o que torna ainda mais interessante a utilização do método.

Outro fator relevante, é que os estados do Rio Grande do Norte e Ceará são excelentes

produtores de cana-de-açúcar, ou seja, o custo com os nutrientes injetados no MEOR, o

melaço, também é reduzido.

Para definir a metodologia aplicada, deve ser feito um estudo minucioso em relação

aos microrganismos presentes no solo, para identificar se o método será feito à base de

injeção de microrganismos e/ou nutrientes.

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Nessa seção, serão apresentadas as conclusões referentes à análise bibliográfica e as

recomendações para trabalhos futuros.

5.1 CONCLUSÕES

Não há dúvidas que os microrganismos têm a capacidade de melhorar a recuperação

do petróleo, entretanto o MEOR é um método ainda pouco explorado. Trabalhar com seres

vivos é uma tarefa complicada, pois estudos podem prever o comportamento porém sem

garantias que o ser se comportará como o previsto, entretanto a questão não se trata apenas de

como o microrganismo pode atuar para melhorar a recuperação do petróleo e sim como

empregar essa capacidade de maneira prática e viável.


39

Inúmeros casos obtiveram sucessos com a implantação do método, além de ser um

tipo de recuperação avançada economicamente atraente, ela é ambientalmente correta gerando

resíduos biodegradáveis.

A falta de modelagem matemática para melhor entendimento de aplicação do MEOR

em diferentes tipos de reservatório dificulta a compreensão do método além de diminuir a

procura pelo mesmo.

5.2 RECOMENDAÇÕES

Sugere-se para trabalhos futuros a utilização de estudos de outros campos maduros da

Bacia Potiguar, bem como o desenvolvimento de modelos matemáticos para melhor análise

da implantação do Microbial Enhanced Oil Recovery.

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PANORAMA DE APLICAÇÃO DE MÉTODOS ......Iane Barbosa Augusto dos Santos v Santos, Iane Barbosa Augusto dos. Panorama de Aplicação de Métodos Microbiológicos como Recuperação