Relatório do Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação · No Reino Unido, por exemplo, o fator de recuperação chega a 46%; na Noruega, o percentual chega a 70%. Destaca-se

14/6/2017 | Relatório Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação no Brasil

Relatório do Seminário sobre Aumento do

Fator de Recuperação no Brasil

INTRODUÇÃO

O Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação no Brasil teve como objetivo promover a discussão entre as empresas e instituições envolvidas em atividades que visam aumentar o fator de recuperação nos campos brasileiros terrestres e marítimos.

Neste relatório, é apresentado o panorama da produção e do Fator de Recuperação atual no Brasil, buscando contextualizar os tópicos que foram abordados durante o seminário, assim como as conclusões de cada exposição e os encaminhamentos futuros que visarão um esforço contínuo na busca do aumento do fator de recuperação nacional.

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO............................................................................................................................. ...3

DADOS DE PRODUÇÃO..............................................................................................................4

DADOS SOBRE FATOR DE RECUPERAÇÃO.......................................................................6

PROGRAMAÇÃO DO SEMINÁRIO..........................................................................................9

RESUMO SOBRE AS PALESTRAS........................................................................................10

METODOLOGIA DE COLETA DE DADOS

Os dados utilizados, em “DADOS DE PRODUÇÃO” foram coletados da base de

dados do Sistema de Gestão de Exploração e Produção da ANP – SIGEP.

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Relatório do Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação

LISTA DE ABREVIATURAS

1P: Reservas Provadas 3P: Reservas Possíveis AICD: Dispositivo Autónomo de Controle de Influxo (Autonomous Inflow Control Device) API: Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute) ASP: Polímero-Surfactante Alcalino (Alkaline-Surfactant Polymer) atm: Atmosfera (Unidade de Pressão Atmosférica) BAT: Melhor Tecnologia Disponível (Best Available Technology) bbl: Barril bfpd: Barril de Fluídos por Dia boe: Barril de Óleo Equivalente CAPEX: Capital Expenditure cP: Centipoise (Unidade de Viscosidade) d: Dia EOR: Recuperação de Óleo Melhorada (Enhanced Oil Recovery) ERW: Poços de Longo Alcance (Extended Reach Well) ESP: Bomba Centrífuga Submersível (Electrical Submersible Pump) FR: Fator de Recuperação GASA: Gás Natural Associado GASN: Gás Natural Não Associado GNL: Gás Natural Liquefeito GW: Gigawatts (Unidade de Potência) IOR: Recuperação de Óleo Avançada (Improved Oil Recovery) kgf/cm² = Quilograma-Força por Centímetro Quadrado (Unidade de Pressão) LSWF: Injeção de Água com Baixa Salinidade (Low Salinity Water Flow) M: Milhares m3: Metros cúbicos (Unidade de Volume) MEOR: Método Microbiológico de Recuperação Avançada mD: Milidarcy (Unidade de Permeabilidade) MOBO: Módulo de Bombeamento MM: Milhões NPD: Diretório Norueguês de Petróleo (Norwegian Petroleum Directorate) OGA: Autoridade de Gás e Óleo do Reino Unido (Oil and Gas Authority) OPEX: Operational Expenditure P&D: Pesquisa e Desenvolvimento ppm: Partes por Milhão PRMS: Sistema de Gerenciamento de Recursos de Petróleo (Petroleum Resources Management System) psi: Libra por Pé Quadrado (Unidade de Pressão) RAO: Razão Água-Óleo Rm: Razão de Mobilidade Água/Óleo S-BCSS: Bomba Centrífuga Semissubmersível SAGD: Drenagem Gravitacional com Ajuda de Vapor (Steam-assisted Gravity Drainage) SBMM: Mecanismo de Modelo de Negócios Esquemático (Schematic Business Model Mechanism) SOR: Saturação de Óleo Residual WAG: Injeção de Água alternada com Gás (Water Alternating Gas) WIP: Bomba para Injeção de Água (Water Injeciton Pump)

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1 INTRODUÇÃO

As Melhores Práticas da Indústria do Petróleo preconizam a maximização econômica do Fator de Recuperação (FR). A regulamentação brasileira estabelece a contínua busca por essa maximização no §3º, art. 6º, da Resolução ANP n.º 17/2015:

“§ 3º - A estratégia de explotação em que se baseia o Plano de Desenvolvimento deverá ter como objetivo a maximização da recuperação dos recursos in situ, presentes em cada Reservatório do Campo, de acordo com bons princípios econômicos e segundo as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. Essa estratégia e as soluções tecnológicas que a possibilitam deverão ser continuamente reavaliadas de forma a alcançar o objetivo.”

Nesse sentido, a realização do Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação no Brasil foi uma iniciativa da ANP que objetivou o compartilhamento de conhecimentos e boas práticas no tema, viabilizando a discussão sobre as tecnologias empregadas e em desenvolvimento e sobre os resultados e as lições aprendidas por empresas e organizações.

Adicionalmente, o seminário teve como finalidade recolher sugestões de como a União, universidades e as empresas envolvidas podem atuar para incentivar o aumento do fator de recuperação no Brasil.

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2 DADOS SOBRE FATOR DE RECUPERAÇÃO

2.1 Fator de Recuperação no Brasil

Considerando os dados do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) de 2016, o fator de recuperação previsto para todas as jazidas de hidrocarbonetos no Brasil registradas, com base nas reservas 1P e 3P, é de 15% e 20%, respectivamente, como pode ser visto no Gráfico 3. O mesmo documento indica que a fração recuperada atual de petróleo e gás natural associado dos campos brasileiros é de aproximadamente 9%.

Gráfico 3. Fator de Recuperação do Brasil (todos os campos)

Fonte: ANP/SDP/Sigep

Caso sejam considerados apenas as jazidas de hidrocarbonetos que em algum momento registraram produção, a fração recuperada ascende para 10%. Para as reservas 1P e 3P, o FR previsto chega a 19% e 25%, respectivamente (Gráfico 4).

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Atual Previsto (1P) Previsto (3P)

9%

15%

20%

Fator de Recuperação do Brasil

5

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Gráfico 4. Fator de Recuperação do Brasil (reservatórios com produção acumulada)


O Gráfico 5 divide o fator de recuperação das Reservas 3P em: lâmina d’água rasa (até 400 m), lâmina d’água profunda (acima de 400 m) e ambiente terrestre. Os gráficos foram realizados considerando todas as jazidas de hidrocarbonetos registradas no BAR de 2016.

Gráfico 5. Fator de Recuperação por ambiente1 (Reservas 3P) no Brasil


1 As lâminas d’água ultraprofundas (acima de 1.000m) estão enquadradas dentro do ambiente “lâmina d’ água profunda”.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Atual Previsto (1P) Previsto (3P)

11%

19%

25%

FR dos Reservatórios com Produção Acumulada

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Água Rasa Água Profunda Terra

20% 20%

31%

FR dos Reservatórios com Produção Acumulada

6

6


Pode-se ainda distinguir o Fator de Recuperação por litologia das rochas-reservatório. No Brasil, os FRs de campos, com histórico de produção e com reservas totais (3P) declaradas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) referente ao ano de 2016, são estimados, para carbonatos e arenitos, em 18% e 33%, respectivamente.

Estima-se que aproximadamente 60% das reservas mundiais de óleo e 40% de gás estão em reservatórios carbonáticos2. Enquanto no Brasil, aproximadamente 62% das reservas totais de óleo e gás natural encontra-se em carbonatos.

Ressalta-se que os reservatórios carbonáticos brasileiros ganharam essa grande relevância após a descoberta do Pré-Sal da Bacia de Santos. Por outro lado, a Bacia de Campos, a qual é responsável pela maior parcela da produção nacional, tem litologia majoritariamente composta por reservatórios areníticos.

A seguir, os fatores de recuperação para os reservatórios areníticos e carbonáticos no Brasil (Gráfico 6) apenas das jazidas com produção acumulada:

Gráfico 6. Fator de Recuperação por Litologia no Brasil


2 Fonte: http://www.slb.com/services/technical_challenges/carbonates.aspx

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Arenito Carbonato

21%

2%

33%

18%

Fator de Recuperação por Litologia

Atual

Previsto (3P)

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3 PROGRAMAÇÃO DO SEMINÁRIO

Considerando as breves estatísticas apresentadas no decorrer deste documento, apresenta-se a seguir a programação realizada no Seminário de Aumento do FR no Brasil com base na realidade dos campos onshore e offshore, cujo objetivo era o compartilhamento de lições aprendidas e identificação de ações a serem tomadas para melhorar os atuais índices apresentados em cada ambiente.

Tópico Tema

Tópico 1

Aumento do FR em campos ONSHORE - Desafios e Lições Aprendidas:

• Em Campos Maduros;

• Em Campos de Gás Natural (Como monetizar reservas remotas de gás

natural?).

Tópico 2

Aumento do FR - Implantação de Técnicas de Recuperação Avançada

(EOR):

• Barreiras e Desafios para Implantação;

• A importância da avaliação de EOR na etapa de desenvolvimento do

campo;

• Estudos de Casos Nacionais e Internacionais - Resultados e Lições

Aprendidas;

Tópico 3

Aumento do FR em campos OFFSHORE - Desafios e Lições Aprendidas:

• Em Carbonatos de Baixa Permeabilidade, fraturados e/ou

compartimentados;

• Em Reservatórios areníticos heterogêneos (Pequenos volumes

isolados, presentes em reservatórios delgados, cuja totalidade

representa um valor significativo);

• Em Reservatórios de Óleo Pesado.

Tópico Tema

Tópico 4

Aumento do FR de Recuperação - Desafios e Lições Aprendidas em

outras técnicas

• A importância do processo de integração entre as disciplinas;

• Redução de Custos;

• Aumento da Eficiência Operacional/Redução das Perdas;

• Desenvolvimento Subsea (RWI, SSAO, Compressão e Bombas Subsea

etc), Sísmica 4D, Poços Infilldrilling, Revitalização, Revamp etc.

Tópico 5 Regulação & Experiência Internacionais

Tópico 6

Aumento do FR - Outros aspectos:

• A contribuição dos diferentes modelos de negócios;

• A relevância das parcerias entre empresas;

• O papel da tecnologia;

• A importância do desenvolvimento da cadeia de fornecedores de

bens e serviços;

• Aspectos Regulatórios.

Tópico 7

Aumento do FR - Como fomentar no Brasil, do ponto de vista da União

e das empresas?

Resultados do workshop & Próximos passos

Encerramento

Dia 24/03

Dia 23/03

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4 ABERTURA DO SEMINÁRIO

Representantes de grupos petrolíferos, universidades e do IBP, além de servidores da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), estiveram reunidos nos dias 23 e 24 de março, no Rio de Janeiro, no primeiro Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação no Brasil, realizado pela ANP.

Foram 32 palestras sobre alternativas, melhores práticas e desafios para aumentar a longevidade e o fator de recuperação de campos produtores onshore e offshore no Brasil, bem como exemplos e estudos de caso de outros países.

No Brasil, o FR é considerado baixo, motivando o esforço do Ministério de Minas e Energia (MME) e da ANP em promover ações visando ao aumento dessa marca. No Reino Unido, por exemplo, o fator de recuperação chega a 46%; na Noruega, o percentual chega a 70%.

Destaca-se que promover ações para aumentar o FR está na lista de ações prioritárias da ANP para 2017. “Nesse tema, os desafios não são somente técnicos: envolvem regulação, espírito empresarial e finanças”, avaliou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone. “Este seminário é um divisor de águas, um evento histórico”, disse o diretor da ANP José Gutman.

Ambos compuseram a mesa de abertura do seminário, também integrada pelo diretor do Departamento de Políticas de E&P do MME, João Vicente Vieira; e pelo presidente do IBP, José Camargo.

Além das palestras de especialistas e representantes da indústria, o evento proporcionou debates técnicos e permitiu à ANP receber contribuições do mercado sobre formas de fomentar o aumento do fator de recuperação e a atração de investimentos ao País, de modo a criar um plano de ação que será compartilhado com toda a indústria.

O seminário aconteceu em um ano em que estão previstas quatro rodadas de licitações, incluída a 4ª Rodada de Áreas com Acumulações Marginais; e em pleno andamento do projeto Topázio, que prevê a cessão, pela Petrobras, de vários contratos de concessão de campos maduros.

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5 RESUMO DAS PALESTRAS

Profissionais de diversas áreas envolvidas na indústria do petróleo ministraram as palestras, abordando casos que serviram como aprendizado para o aperfeiçoamento de novas tecnologias e técnicas.

Os pontos de discussão passaram pelas estratégias de aumento do fator de recuperação em jazidas marginais terrestres e em campos marítimos nacionais e internacionais, incluindo exemplos e particularidades de projetos de EOR/IOR.

Nesta seção será apresentado um resumo das informações fornecidas pelos palestrantes durante suas apresentações, com suas respectivas conclusões.

5.1 Tópico 1: Aumento do FR em campos ONSHORE - Desafios e Lições Aprendidas

Título: Desafios e Oportunidades Visando Aumento do Fator de Recuperação em Campos Terrestres

Empresa: Petrobras

Palestrante: Ana Paula de Araújo Costa

Como forma de promover o aumento de FR em campos maduros terrestres, a

palestrante mencionou os projetos de EOR, a ampliação, implantação e

otimização de projetos de injeção de água, o adensamento de malha, o

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investimento em novas metodologias visando otimizar a produção e a

flexibilização de demandas externas e internas visando a dinâmica de

produção em ambientes terrestres.

Apresentou-se um panorama geral de EOR no mundo, indicando que os

primeiros incentivos a EOR nos Estados Unidos ocorreram na década de 70,

mediante duas crises do petróleo (1973 e 1979).

Informou-se, ainda, que segundo relatório da IEA GHG (2009), as políticas

governamentais foram fundamentais para a construção da infraestrutura e

promoção do desenvolvimento de projetos em escala comercial de injeção de

CO2 nos EUA, por exemplo, com a atuação contundente do Center for Climate

And Energy Solutions e o Great Plains Institute.

A China foi citada como exemplo de país que incentiva a produção de petróleo

mediante redução de taxas: 40% para a produção de óleo pesado; 30% para

operações com EOR; 20% para campos de gás com pouco óleo; e 30% para

operações em águas profundas. Além disso, realiza termos de partilha das

receitas aplicados apenas à produção incremental nos campos ofertados para

a realização de EOR em rodadas de licitação com contratos de 15 anos.

Foi informado que no Canadá, os incentivos governamentais 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 foram citados com destaque para os incentivos

fiscais para investimentos em campos maduros, sendo possível deduzir os

custos antes das taxas sobre as receitas.

Como estudo de caso, a Petrobras (UO-RNCE) apresentou o projeto

Powerwave, o qual se dá pela injeção pulsante de água no campo de Fazenda

Malaquias, iniciado em meados de 2015, e consiste-se na geração de ciclos de

abertura e fechamento da passagem da água injetada, gerando ondas de

pressão que se propagam pela água e pela rocha reservatório. Os possíveis

efeitos do Powerwave são monitorados nas curvas de produção de óleo e água.

Na injeção pulsada, os pulsos provocam a expansão dos poros,

proporcionando uma melhor distribuição dos fluidos injetados e diminuindo

os possíveis fingers de uma injeção tradicional.

Outro projeto apresentado foi a injeção contínua de vapor superaquecido, nos

campos de Alto do Rodrigues e Estreito, com o objetivo ratificar o método para

campos de óleo pesado promovendo ganho de óleo e aumento no fator de

recuperação. Afirmou-se que os resultados desse projeto até o momento já

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comprovam a eficiência do método para os campos de óleo pesado que

apresentam maturidade na injeção cíclica de vapor.

Outra estratégia apresentada foi a redução do custo unitário de perfuração de

poços, utilizando sondas slim, limitada a profundidades menores que 1500

metros, e intervenções com sondas híbridas, utilizando poços com alta

inclinação e verticais.

Finalmente, abordou-se a questão de despriorização dos recursos de gás

natural, apresentando como desafios os campos de Sardinha, Juruá e Azulão.

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Título: Estratégias para Incremento do Fator de Recuperação

Empresa: PetroReconcavo

Palestrante: João Victor Silva Moreira

A PetroReconcavo apresentou a estratégia da empresa, focada em campos

maduros terrestres, e uma visão voltada para reservatórios convencionais,

cujo desenvolvimento está atrelado ao controle e otimização de custos.

Nesse contexto, foram detalhados os casos das concessões de Cassarongongo, Mata de São João e Sesmaria.

Como principais lições aprendidas no desenvolvimento de projetos de recuperação por injeção de água, a PetroReconcavo entende que:

é necessário promover o acompanhamento constante da eficiência vertical e horizontal dos poços produtores e injetores;

a qualidade da água injetada e limpeza dos poços é fator fundamental;

as respostas negativas também significam aumento de conhecimento sobre o reservatório;

para produzir reservatórios com alta razão água/óleo (RAO), custos variáveis devem ser constantemente otimizados.

Especificamente no caso de Cassarongongo, a PetroReconcavo conseguiu

incrementar quase 70 m³/d, sendo que a curva de produção ainda se encontra

em ascensão, com declínio previsto apenas para o final da década.

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O palestrante afirmou que os próximos desafios da empresa são aumentar

nível de conhecimento dos reservatórios, principalmente por meio de

simulações dinâmicas, de forma a identificar novas oportunidades de

perfuração ou mudança da estratégia de injeção e a viabilizar novas

perfurações (infill drilling) para acelerar a recuperação em alguns

reservatórios.

A apresentação foi encerrada com sugestões para fomento da indústria de

petróleo, entre elas que diferentes alíquotas de participação governamental

sejam aplicadas de acordo com o fator ou estágio de recuperação dos campos

e que o Regulamento Técnico de Medição (RTM) estabeleça critérios

específicos para que pequenas acumulações e campos maduros sejam

economicamente viáveis.

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Título: Estratégias para Incremento de Produção e Reservas em Campos Maduros: Exemplos Reais na América Latina

Empresa: Georadar

Palestrante: Ricardo Savini

O palestrante apresentou o caso de aumento de produção e reservas da área

de desenvolvimento de Oritupano-Leona na Venezuela, operados pela

Petrobras/Pérez Companc de 1994 a 2006, composta de 7 campos principais,

16 campos menores e 26 prospectos exploratórios, cuja descoberta ocorreu

em 1938.

A estratégia aplicada para incremento de reservas foi a exploração de upsides,

com novas descobertas e extensões.

Foram realizadas ainda mudanças na estratégia de explotação, utilizando

projetos de produção conjunta, projetos de altas vazões e Projetos de alta

razão água-óleo (RAO), com corte em 98% de água por poço.

Outro fator apresentado para a revitalização da área de desenvolvimento foi a

otimização das operações, com menores tempos e custos de perfuração,

melhora do fator de sucesso, economia de escala nas instalações e otimização

do lifting cost.

Por fim, o palestrante propôs como estratégias para o aumento do fator de

recuperação no Brasil:

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A estabilidade de leilões de áreas exploratórias;

A ampliação dos tamanhos dos blocos exploratórios e das concessões de produção nas bacias maduras permitindo que exploração entre os campos seja feita pelo próprio operador que já produz;

Que após a descoberta em um bloco exploratório, a delimitação do limite do campo coincida com os limites do bloco exploratório permitindo que o operador que demonstrou ser eficiente tenha área e tempo para continuar explorando em torno à sua descoberta;

A instauração de um regime tributário especial com taxação diferenciada aos operadores de campos marginais;

A reavaliação da questão do descomissionamento de instalações e abandono de poços;

A CVM incorpore profissionais da área de petróleo & gás em sua estrutura: regras claras de cerificação de reservas (em conjunto com a ANP e com o IBP) proporcionando que o setor financeiro tenha tranquilidade em financiar às empresas do setor.

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Título: Aumento de Recuperação de Óleo nos Campos PJSC

Empresa: Rosneft

Palestrante: Andrey Sergeichev e Victor Filimonov

A Rosneft afirmou que mais de 95% de sua produção é realizada utilizando

injeção de água, mas que também utiliza diversos projetos EOR em seus

reservatórios.

Para exemplificar, a empresa separou os campos em dois tipos: Maduros e

Novos (Brownfields and Greenfields).

Para os campos mais novos, a empresa apresentou a utilização da tecnologia

de perfuração de poços horizontais com fraturas múltiplas, com diferentes

tipos de completação e seções horizontais entre 1000 e 2000m, possuindo por

volta de 20 fraturas por poço.

Citou-se a utilização de poços multilaterais no desenvolvimento de

reservatórios heterogêneos e carbonatos, com o número de ramificações

variando de 2 a 10 por poço, e aumento da produtividade em torno de 35 a

50% maior que os poços horizontais.

Outra técnica citada foi a perfuração de poços de longo alcance (ERW), com

casos de sucesso em perfurações de até 13.500m e trecho horizontal de até

3.000m.

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Para campos maduros, a Rosneft utiliza um sistema otimizado de injeção de

água, com análise integrada dos reservatórios, além do uso de poços laterais

(sidetracks), recuperação de poços e utilização de métodos de recuperação

químicos e físicos.

Informou-se que desde 2012 os projetos envolvendo métodos de recuperação

químicos e físicos cresceram mais de 30% e cerca de 400 dessas operações

foram realizadas em 2016, ao redor do mundo.

Como exemplo, citou-se o campo de Sakhalin com um projeto de método de

recuperação térmica implementado, visto que havia a presença de óleo

altamente viscoso, cerca de 350cP. O resultado alcançado foi o aumento da

vazão dos poços que aumentou 3,8 vezes, em média, com duração média do

efeito de aproximadamente 4 meses.

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Título: Reservoir to Wire: Desafios e Replicabilidade

Empresa: Eneva

Palestrante: Lino L. Cançado

A Eneva destacou a importância do gás para competitividade e segurança

energética, ressaltando que atualmente o Brasil importa GNL de países não

produtores, como a Bélgica e os EUA. Ainda que a oferta do Gás Natural tenha

aumentado de 2015 para 2016, o Brasil gasta cerca de 7,4 bilhões de dólares

com a importação de 43% da demanda.

Indicou-se que, desde 2013, os campos terrestres produtores de óleo estão em

declínio e a exploração em áreas de nova fronteira – como as Bacias de

Solimões e Parnaíba – representam uma nova perspectiva para a produção de

gás natural e reposição de reservas, destacando a necessidade de atrair novos

investidores para o ambiente onshore brasileiro.

Apresentou-se a estratégia “Reservoir to Wire” implementada pela Eneva e a

possibilidade de desenvolvimento de jazidas marginais e geograficamente

isoladas para a possibilidade de geração de energia elétrica a partir dos

campos de gás; entretanto, destacou-se o alto risco inicial envolvido,

considerando os desafios para chegar a participar de um leilão de energia,

além do setor elétrico ser desconhecido pelas empresas de E&P.

Posteriormente, detalhou-se o caso do Polo dos Gaviões, composto por 3

campos produtores (Gavião Branco, Gavião Vermelho e Gavião Real) e mais 4

a serem desenvolvidos de acordo com a demanda das térmicas (Gavião

Caboclo, Gavião Branco Norte, Gavião Azul, Gavião Preto), destacando que o

projeto é pioneiro no modelo Reservoir to Wire no Brasil e disponibiliza 1,4 GW

de capacidade instalada.

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O palestrante ressaltou que esse modelo é uma excelente alternativa para viabilização do E&P em áreas remotas de bacias de nova fronteira, mas sua replicação, no entanto, enfrenta alguns desafios como a insegurança jurídica relacionada a reservatórios de baixa permeabilidade, o pagamento de participação especial em bacias de nova fronteira e em áreas remotas, com dificuldade para monetizar o GN e pagamento a distribuidoras estaduais.

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Título: Desenvolvimento de Campos de Gás de Pequeno Porte – “From Well to Wire”

Empresa: Imetame

Palestrante: Miguel Edgardo Nuñez Sanchez

A Imetame abordou as fases do desenvolvimento de um campo, incluindo a Fase

de Exploração, Declaração de Comercialidade e Fase de Produção, além do

regime fiscal imposto a uma concessão.

Destacou-se que, no caso de campo que visam a produção de óleo, leva-se de 3

a 10 anos desde o início de projeto até o início da produção; já no caso de campos

de gás natural, de 3 a 12 anos. Citou-se o caso do campo de Cardeal Nordeste

para demonstração do desenvolvimento real de uma concessão.

Após a avaliação do campo, retoma-se a Fase de Produção, na qual os

investimentos podem aumentar de 5 a 10 vezes depende do caso, com

estimativa de um FR final variando entre 60% e 75%.

Para o campo de Cardeal Nordeste, visando a recuperação do gás remanescente,

a Imetame estudou a injeção de CO2 (Método Miscível de EOR). Os desafios

encontrados incluem a disponibilidade do gás a ser injetado a um bom preço, a

possibilidade de corrosão caso se encontre precocemente CO2 na produção dos

poços e as condições para o projeto ser reconhecido e enquadrado no modelo

de crédito de carbono.

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5.2 Tópico 2: Aumento do FR - Implantação de Técnicas de Recuperação Avançada (EOR)

Título: Enhanced Oil Recovery – Caso de Estudos no Mar do Norte

Empresa: Amec Foster Wheeler

Palestrante: Gerry Coghlan

Abordou-se a ampla utilização de métodos de EOR/IOR nos campos do Mar do

Norte, especificamente Noruega e Reino Unido, que agregam,

respectivamente, 55% e 41% dos projetos de EOR/IOR.

A profundidade da lâmina d’água nessa região varia de 100 a 400m, os

reservatórios são predominantemente compostos por arenitos, com utilização

plataformas fixas para produção. Atualmente, a estimativa média de fator de

recuperação está em torno de 46%.

O palestrante, para contextualizar o cenário de EOR/IOR no Mar do Norte,

citou os casos dos campos de Magnus e Ula, da BP, que tiveram a

implementação de WAG em 2002 e 1998 respectivamente, com isso o declínio

de produção foi reduzido e a vida do campo estendida.

O projeto de injeção de polímeros utilizados nos campos de Captain, Heidrun

e Dalia utilizou-se da seguinte metodologia:

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Identificação do melhor polímeros para as restrições de temperatura e salinidade;

Logística e cadeia de suprimentos para levar os químicos aos locais dos poços offshore;

Checagem da qualidade in-situ garantindo a manutenção da qualidade do polímero injetado no reservatório.

Por fim, o palestrante citou dois métodos de EOR que a Amec Foster Wheeler

considera estarem em emergência, Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) e

Low Salinity Water Flooding (LSWF), métodos que reduzem a saturação residual

de óleo.

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Título: Captain EOR, uma jornada de 10 anos de sucesso no Mar

Empresa: Chevron

Palestrante: Marco Goense

A Chevron não autorizou a divulgação das informações apresentadas no

Seminário de Aumento de Fator de Recuperação, promovido pela ANP.

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Título: Jornada de EOR na Shell: Experiências do passado ao presente

Empresa: Shell

Palestrante: Stephen Goodyear

A Shell mostrou o histórico de implementações de projetos de EOR/IOR nos

campos do operador, desde as primeiras tentativas de injetar gás e vapor entre

1930 e 1940 até as experiências modernas em Omã sobre Solar Steam

Injection.

De modo a explicitar os diversos testes realizados para aumentar o FR, citou-

se o campo de Marmul, campo onshore com injeção de polímeros, cujo óleo

apresenta viscosidade de 90cP. Desde 2010 foram injetados polímeros em

larga escala, além do emprego de LSWI. Observou-se um aumento na produção

e uma diminuição considerável na razão água/óleo (RAO) do campo.

Em relação a injeção de vapor, a Shell apresentou o caso do campo onshore de

Belridge, o qual iniciou a produção em 1911, mas teve a implementação do

método em larga escala apenas em 1982. Atualmente, o campo possui cerca de

15.000 poços com uma vazão média de aproximadamente 10 bbl/d, tornando

o projeto rentável.

Relatou-se sobre a injeção de CO2 em Denver Unit, o qual constitui o maior

projeto de injeção de gás imiscível como método de EOR do mundo.

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O palestrante mencionou alguns desafios da implementação dos projetos de

EOR como a necessidade de instalações diferentes e mais caras, a necessidade

de um planejamento para largo prazo, estrutura fiscal e regulatória sólida e

confiável, além das questões econômicas envolvidas.

Destacou-se o fato da Recuperação Primária/Secundária apresentar uma faixa

de FR entre 30% a 60%, enquanto o EOR adiciona um incremental de 10% a

20%.

Além disso, destacou-se as grandes dificuldades que as empresas encontram

na hora de desenvolver um projeto de EOR/IOR em offshore, como o grande

espaçamento entre os poços, limitações de peso e espaço nas instalações, o

impacto dentro do reservatório dos mecanismos utilizados e o desafio que é

monitorar em tempo real tanto os poços como os reservatórios.

Por fim, foram citados os estudos do campo de St. Joseph que se mostra

candidato para um projeto de métodos químicos no ambiente offshore, e os

estudos da Shell para a injeção de CO2 no ambiente offshore.

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Título: Improved Oil Recovery em Águas Profundas em Angola

Empresa: Total

Palestrante: Frederic Maubeuge

A Total apresentou os campos operados por ela na África atualmente, sendo 5

campos principais: Girassol, Rosa, Dália, Pazflor e CLOV.

A lâmina d’água média dos campos é de 1.200 metros, com mais de 10% da

produção em águas profundas.

Afirmou-se que nesses campos há uma cultura de contínua inovação,

destacando, a instalação de bombas multifásicas submarinas e o programa de

tratamento e injeção submarina em Moho, a primeira separação submarina de

gás e líquido em Pazflor, entre outros.

Os projetos de EOR/IOR da empresa na região contemplam perfurações de

adensamento de malha (infill drilling) e o projeto piloto de injeção de

polímeros em Dalia.

Por fim, o palestrante mostrou as principais lições aprendidas com as análises

de viabilidade dos projetos de EOR/IOR nos diversos campos do operador,

mostrando a importância da antecipação de projetos, com infill drilling, a

realização de sísmica 4D, a redução de custos operacionais e de manutenção e

a constante reavaliação econômica dos projetos.

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Título: Panorama da Aplicação de Métodos de Recuperação Melhorada no Brasil e no Mundo

Empresa: Petrobras

Palestrante: Marcos Vítor Barbosa Machado

A Petrobras apresentou o histórico de projetos com EOR, relatando o uso de

várias tecnologias, como: injeção de vapor, combustão in-situ, injeção de

polímeros, controle de produção de água, injeção de CO2, WAG, MEOR,

aquecimento eletromagnético e injeção de água pulsada (Powerwave),

detalhando a experiências nos campos com os projetos implementados.

A injeção de vapor é aplicada no país desde 1970 e corresponde a quase toda

a parcela de EOR nos campos brasileiros. Projetos de injeção cíclica de vapor

foram implantados com sucesso no final da década de 70 e é amplamente

aplicada em campos onshore de óleos viscosos da Petrobras.

A Petrobras apresentou os exemplos de injeção contínua de vapor realizadas

nos campos de Alto do Rodrigues e Estreito, os quais apresentam óleo de baixo

grau API, entre 13 e 18 graus, altamente viscoso. Como resultado, ambos os

campos produziram óleo incremental desde o começo da injeção.

Em seguida, o palestrante apresentou o método de combustão in-situ

utilizados em 2 pilotos onshore no campo de Buracica, entre 1979 e 1986 e no

campo de Carmópolis, entre 1978 e 1991, que não apresentaram bons

resultados.

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Destacou-se ainda a importância dos métodos químicos de EOR, sendo

apresentados 4 projetos pilotos de polímeros no ambiente onshore (2 em

Carmópolis, 1 em Buracica e 1 em Canto do Amaro). O maior incremento no FR

alcançou um percentual de 3,2%, no piloto de Canto do Amaro, sendo

considerado baixo e não podendo ser atribuído unicamente ao polímero.

Modificadores de permeabilidade relativa (RPM) foram utilizados no campo

de Fazendo Pocinho entre 1994 e 1996, com índice de sucesso de 60%~70%,

redução no BSW e ganho de óleo associado ao tratamento. O método foi

aplicado a outros campos da Bahia, como Dom João, o qual também apresentou

resultados positivos, com diminuição do BSW e incremento de óleo em

diversos poços.

Considera-se que houve sucesso nas aplicações offshore de EOR nos campos de

Namorado e Cherne (2003), insucesso em Marlim (2013) – devido a

inadequação do produto fornecido – e resultado inconclusivo em Bagre

(2003). Para os poços de Namorado, a redução média de produção de água

alcançou os 37%.

Métodos Miscíveis foram abordados posteriormente pelo palestrante, que

citou o caso de injeção de CO2 em Araçás, Buracica e Rio Pojuca, sendo bem-

sucedido apenas em Buracica. Para os outros dois campos, problemas no

fornecimento de CO2, queda no preço do óleo e problemas operacionais

terminaram encerrando os pilotos.

Foram citados projetos de Water-Alternate-Gas (WAG) em Lula e Sapinhoá,

como as primeiras tentativas de WAG em águas ultraprofundas do mundo em

razão da grande oferta de CO2 dos reservatórios, sendo que dois poços do

Piloto de Lula vêm mostrando resultados satisfatórios em termos

operacionais, não se detectando perda da injetividade na troca de água para

gás.

O último método abordado foi o microbiológico, com o objetivo de bloquear

canais de alta permeabilidade por geração de biomassa e biopolímeros in-situ.

Este método foi utilizado em 10 poços no campo de Carmópolis, resultando na

melhoria de injetividade em 70% dos poços.

Concluiu-se com uma lista de desafios enfrentados na implementação de um

projeto de EOR/IOR no ambiente offshore, como: disponibilidade de gás para

viabilização de métodos miscíveis; boa resposta à injeção de água, tornando os

métodos EOR economicamente pouco atrativo, até questões mais técnicas

como a heterogeneidade dos reservatórios, grande espaçamento entre poços

offshore e aos altos custos envolvidos devido às instalações e equipamentos

necessários quanto aos produtos e sua logística de fornecimento.

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Título: Importância da avaliação de EOR desde a Fase de Desenvolvimento do Campo - Reservas de Óleo associadas com projetos de Improved Oil Recovery: Recomendações para Projetos e Pilotos

Empresa: Gaffney, Cline & Associates

Palestrante: Cesar Guzzetti

A Gaffney, Cline & Associates abordou a nova realidade da indústria: o

desaparecimento do óleo de fácil extração, a ampliação das possibilidades para

exploração de jazidas não convencionais e a implantação de projetos de IOR

para aumento do FR.

Afirmou-se que as principais tecnologias maduras utilizadas são a injeção de

água, injeção de gás, WAG, métodos químicos como injeção de polímero e

métodos termais como (SAGD). Destacou-se que mais do que simplesmente

uma prática “após a recuperação primária”, IOR significa a sequência

estratégica e sistemática de métodos secundários e terciários para maximizar

a vida econômica e FR de um campo.

O palestrante indicou que na avaliação para implementação de um objeto de

IOR, passa-se por 5 fases: Análise do Portfólio, Screening, Pré-Piloto, Teste

Piloto e Comercialização.

Entre essas fases, a empresa ressaltou a importância do teste piloto, utilizando

conceitos de reservas do PRMS. Esse determina que para classificar um dado

volume de petróleo como “reserva”, a recuperação incremental devida a

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métodos de IOR deve se basear em testes-piloto dentro do reservatório em

questão ou em um reservatório de propriedades análogas, onde um projeto de

recuperação melhorada semelhante tenha sido aplicado com sucesso.

As recuperações incrementais oriundas de métodos de recuperação

melhorada que ainda não foram estabelecidos por meio de aplicações

rotineiras e bem-sucedidas comercialmente, podem ser classificadas como

reservas somente após uma resposta favorável da produção do reservatório

em questão, a partir de um piloto representativo ou de um programa instalado,

cuja resposta fornece suporte para a análise do projeto.

Ressaltada a relevância do piloto, o palestrante apresentou 10 recomendações

para o projeto piloto e sua implementação:

i) Definição de Objetivos: O teste deve ser realizado para alcançar uma meta bem definida e obtenção de informações.

ii) Caracterização da Área do Piloto: Projetos malsucedidos de EOR/IOR não são meramente resultado da tecnologia, às vezes os problemas advêm do entendimento geológico da jazida.

iii) Localização da Área do Piloto: A escolha de uma área que represente de forma razoável o restante do campo, para não obter resultados muito otimistas ou pessimistas, e sim um comportamento padrão.

iv) Poços de Observação: Obtenção de informações em um período de tempo curto para monitoramento do reservatório.

v) Condição Operacional dos Poços: Os problemas originados por poços produtores ou injetores funcionando fora da plenitude operacional, problemas de completações ou interpretações equivocadas podem terminar por encerrar um projeto viável.

vi) Estabelecimento do Caso Base: Saber plenamente o comportamento da produção para permitir interpretação correta do piloto durante o teste.

vii) Obtenção de Dados: Compreender a pertinência da obtenção de informações para o desenvolvimento do projeto, visto que os dados adquiridos serão a base para a viabilidade.

viii) Análise de Resultados e Scaling: É recomendada a construção de uma simulação numérica da área do piloto, para ser utilizada e ajustado de acordo com os resultados e a escala de implementação no campo.

ix) Análise Econômica: Determinar a viabilidade na implementação do projeto, visto que o projeto pode realmente aumentar o FR, mas não necessariamente aumentar o cash flow, fato que dependerá da tecnologia utilizada, custos associados e vazão esperada.

x) Reservas: Após a implementação do piloto, as questões que se referem ao volume incremental associado já devem ter sido sanadas em sua maioria e cabe unicamente oficializar o volume previsto.

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5.3 Tópico 3: Aumento do FR em campos OFFSHORE - Desafios e Lições Aprendidas

Título: Desenvolvimento de óleo pesado em reservatórios areníticos heterogêneos

Empresa: Shell

Palestrante: Stephen Goodyear

A Shell apresentou uma visão geral do campo onshore de Marmul, em Omã,

cuja permeabilidade do reservatório varia de 10 a 5000mD e a viscosidade do

óleo é 90 CP. O campo, que produz desde 1980, teve seu pico na década em

1983, com cerca de 8.000 m³/dia.

Os projetos pilotos de injeção de polímeros ocorreram de 1986 a 1988 e de

1989 a 1994, com resultados satisfatórios. Posteriormente, iniciou-se o

projeto em larga escala de injeção de polímeros no campo. A fase 1 do projeto

contemplou 27 poços injetores de polímero, sendo poços 24 verticais e 3

horizontais, sendo obtida uma boa resposta da produção à injeção. Em 2011,

com a injeção de polímeros, a produção de óleo atingiu um novo pico.

Apresentou-se, também, um projeto piloto de injeção de ASP no campo.

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Abordou-se as dificuldades na implementação de injeção de polímeros em

ambiente offshore, comparando o Sul de Omã, onshore, com o Mar do Norte,

destacando a importância da identificação de aplicação dessas técnicas no

início da produção do campo, para mensurar o espaço no FPSO e a qualidade

da água de injeção, entre outros fatores.

De acordo com a Shell, o EOR é difícil trabalhar tecnicamente e

comercialmente, tendo em vista que:

Há menos óleo a recuperar, cerca de 10~20% contra 30~60% das recuperações primária e secundária;

Tempo de resposta mais lento;

Injetáveis mais caros;

Necessidade de mais instalações de superfície com maior complexidade.

Os facilitadores dos métodos de recuperação avançada são:

Planejamento do ciclo de vida e integração subsuperficial de superfície;

Aumentar a capacidade de vigilância para impulsionar o desempenho;

Padronização da estrutura dos contratos e aquisições;

Boa gestão das partes interessadas;

Estruturas fiscais e regulamentares adequadas.

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Título: Aumento fator de recuperação em campos de óleo pesado

Empresa: Statoil

Palestrante: Ivan Leitão

A Statoil apresentou os campos operados pela Statoil no Brasil e no mundo,

destacando o campo de Peregrino, com a produção de o óleo pesado.

Foram abordadas as diferentes tecnologias contempladas no campo,

destacando a injeção de polímeros, AICD, poços de grande extensão (ERW) e o

método de elevação artificial por bombas do tipo ESP, necessário para a

produção do óleo viscoso.

O surgimento de emulsões nas ESPs foi citado como um dos principais desafios

para o desenvolvimento do campo. Nas emulsões, a viscosidade é maior que a

dos fluidos originais dificultando o fluxo nas bombas.

Por isso, a Statoil estabeleceu como objetivo o entendimento da formação

dessas emulsões, o estudo da eficiência e estabilidade das ESPs com as

emulsões, impedindo seu comportamento instável e aumentando sua vida útil,

além da otimização da produção.

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Foram apresentados os projetos que envolvem esforços combinados entre

Brasil e Noruega, entre eles o desenvolvimento um protocolo analítico para a

caracterização de óleos viscosos, o desenvolvimento de uma metodologia para

a caracterização "em escala de bancada" de emulsões geradas num sistema

ESP, a investigação do comportamento de emulsões em ESPs e medição do

desempenho da bomba em laboratório e o desenvolvimento do controle

automático das ESPs.

Como resultado, emulsões de água em óleo foram preparadas e caracterizadas,

o controle automático dos poços com ESP foi preparado para melhorar o

desempenho da bomba evitando a instabilidade e melhorando a eficiência,

aumentando assim o tempo de vida dela.

O palestrante destacou que a cooperação internacional foi fundamental para o

projeto e afirmou a importância da flexibilidade da ANP na compreensão e

qualificação de projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).

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Título: Aumento do FR em Campos Offshore: Variáveis de Impacto e Estudos de Caso

Empresa: Petrobras

Palestrante: Gilson Ferreira Soares

A Petrobras destacou os pontos que impactam o FR, desde fatores técnicos

como as características geológicas, as características dinâmicas e a concepção

inicial do projeto, até os fatores econômicos e governamentais como o valor do

Brent, câmbio, taxas governamentais e políticas regulatórias.

Como principais lições aprendidas nos carbonatos fraturados de baixa

permeabilidade de matriz foram a importância da boa aquisição de dados de

reservatório para a elaboração do projeto inicial, a integração desses dados

para a definição de projetos de desenvolvimento complementar e a

flexibilidade do projeto inicial para incorporação de novos cenários.

As lições aprendidas nos carbonatos de baixa permeabilidade são a

importância da aquisição de dados de reservatório para aprovação do projeto

definitivo e importância de testar novas tecnologias em condições

operacionais.

Nos arenitos heterogêneos em acumulações isoladas, as conclusões são que a

explotação econômica da área requer projetos de poços drenando múltiplas

estruturas, necessitando de investigação de novas estruturas e projetos

flexíveis para mudar a trajetória o objetivo em função dos poços pilotos.

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5.4 Tópico 4: Aumento do FR de Recuperação - Desafios e Lições Aprendidas em outras técnicas

Título: 4D Workflow na TOTAL

Empresa: TOTAL

Palestrante: Henri Houllevigue

A Total abordou questões técnicas da Sísmica 4D e comprovações da eficácia

de sua utilização nos campos da TOTAL.

Para a empresa, a sísmica 4D é uma ferramenta importante para detectar

fenômenos inesperados em um campo, no entanto, requer grande colaboração

de geólogos, geofísicos, petrofísicos, geomecânicos, entre outros.

Destacou-se que a sísmica 4D é uma tecnologia provada e disponível e

considera a sísmica 4D obrigatória no desenvolvimento de novos campos.

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Título: Recentes Avanços no Workflow para Sísmica 4D

Empresa: TOTAL

Palestrante: Christian Hubans

A Total abordou a aplicabilidade da Sísmica 4D em ambiente offshore de águas

profundas.

O fluxo típico para a sísmica 4D consiste na aquisição, processamento,

interpretação qualitativa e, finalmente, interpretação quantitativa. Esses

processos demoram, no total, cerca de 48 meses para serem concluídos.

A medida que o tempo passa, o valor da informação diminui, uma vez que o

campo está em constante produção. De modo a maximizar o aproveitamento

das informações adquiridas, a empresa reduziu o tempo para 34 meses.

Afirmou-se que em reservatórios clásticos, a sísmica 4D teve as primeiras

aquisições na década de 1980 e na década de 1990 o uso dessa atividade

tornou-se difundido. Isso resultou num grande avanço tecnológico com alta

eficiência.

Nos reservatórios de carbonatos, o estudo de viabilidade começou apenas em

1990, com os primeiros pilotos ocorrendo em 2005 e uma aquisição full field

apenas em 2016, deixando uma lacuna de conhecimento ainda a ser

preenchida.

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Para a Total, os grandes problemas na utilização de 4D em carbonatos são: a

maior rigidez da matriz, o aumento do ruído águas profundas e a complexidade

da porosidade dos reservatórios.

Concluiu-se indicando que atualmente são realizados estudos para reduzir

custo, tempo de espera e aumentar a eficiência do processo para seu uso em

pré-sal e carbonatos.

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Título: Poços e Gerenciamento de Reservatórios – Foco na Fibra-ótica e

Sísmica 4D em Águas Profundas

Empresa: Shell

Palestrante: Philip Bogaert

A Shell destacou duas tecnologias utilizadas pela empresa em outros países:

fibra ótica e sísmica 4D, discutindo a possibilidade de implementação dessas

técnicas no ambiente offshore brasileiro.

Informou-se que o uso de fibra ótica consiste em sensores dispostos ao longo

do cabo para detectar diversas características como temperatura, pressão,

comportamento acústico e outros, de modo a analisar o comportamento do

reservatório ao redor do poço e em áreas próximas, diminuindo localizações

equivocadas de novos poços e permitindo o monitoramento da zona de

injeção.

Em relação à sísmica 4D, afirmou-se que se encontram grandes dificuldades na

aplicação em lâminas d’água profundas devido ao custo associado na

instalação dos equipamentos, à distância até o reservatório, à locação dos

navios de serviço, entre outros.

Como alternativa, a empresa avalia a possibilidade de criar multisensores

semipermanentes com baterias próprias para diminuir o custo de instalação e

remoção das ferramentas para substituir os Retrievable Ocean Bottom Node

utilizadas atualmente no mercado.

Foram citados os casos dos campos de Mars e Ursa, no Golfo do México, os

quais utilizam a tecnologia da fibra ótica nos poços e sísmicas 4D.

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Destacou-se que apesar do ganho de óleo, projetos de recuperação melhorada

sofrem pela complexidade dos projetos em atingir o VPL positivo, ou seja, ter

viabilidade econômica, além de haver riscos de gerenciamento de

reservatório.

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Título: Desafios e Lições Aprendidas para o Aumento de Fatores de

Recuperação na Bacia de Campos através da Integração de Disciplinas

Empresa: Petrobras

Palestrante: Carlos Frederico

A Petrobras abordou os desafios no ambiente de gerenciamento de projetos,

tais como a queda do preço do barril, a situação do câmbio, requisitos

ambientais, desafios tecnológicos e requisitos legais.

Uma das estratégias que poderia ser adotada é a possibilidade de intersecção

de algumas fases do projeto e o envolvimento de todas as áreas da empresa

nas fases iniciais dos projetos, aumentando a probabilidade de sucesso dos

empreendimentos.

Destacou-se a necessidade de otimização de investimento e redução de custos,

no que diz respeito ao orçamento de projetos e aos custos operacionais.

Nesse intuito, a Petrobras criou o Programa de Eficiência Operacional (PROEF)

e conseguiu reduzir o patamar de perdas em poços e sistemas submarinos de

25% para 9% do potencial, principalmente, pelo aumento da disponibilidade

de recursos críticos, equipamentos, ferramentas, etc.

Apresentaram-se as tecnologias de processamento e bombeamento (P&B) da

operadora, abordando BCSSs, MOBOs e S-BCSSs.

Foram abordados os desafios como: zonas de interesse com diferentes

pressões e características de fluídos, condições ambientais e de segurança

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diferentes das originais e condições econômicas que mudaram desde a

concepção do projeto.

Esses desafios criam a necessidade de configurações de poço que incorporem

soluções que viabilizem técnica e economicamente os projetos, entre as quais

se destacam os poços de menor custo e poços com seletividade.

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Título: Aumento do Fator de Recuperação, o Caso de Peregrino

Empresa: Statoil

Palestrante: Maria Clara Costa

A Statoil iniciou que almeja alcançar FR finais no patamar de 60% nos campos

em que opera no Mar do Norte, Noruega.

Apresentou-se o estudo de caso do campo de Peregrino, Bacia de Campos, com

óleo de baixo grau API e alta viscosidade. Mesmo com o desafio de possuir

reservatórios heterogêneos e de baixa espessura, o campo apresenta uma

produção acumulada de 140 MMbbl (até março de 2017), graças às técnicas de

IOR implementadas desde o início do projeto.

Entre essas técnicas, destaca-se a perfuração poços horizontais de longo

alcance (ERW), poços multilaterais, bombas centrífugas submersíveis (ESP),

WIP, geosteering para controle da direção de perfuração, adensamento de

malha, uso de AICDs. O AICD é uma válvula que diferencia fluidos a partir da

densidade e pressão para minimizar a produção de água.

Por fim, a palestrante propôs, flexibilidade, simplificação e colaboração entre

a ANP e a indústria para desenvolver os campos de forma mais eficiente.

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Título: Desafios e Lições Aprendidas no Campo de Polvo

Empresa: PetroRio

Palestrante: Francisco Francilmar

A Petrorio apresentou as principais características do campo de Polvo, Bacia

de Campos, em lâmina d’água variando de 92 a 180 metros.

Ressaltou-se que a concessão foi cedida à empresa, apresentando alguns

desafios como um BSW de 78% e reservatórios compartimentados, o que

dificulta a recuperação secundária. Além disso havia o cenário de baixo preço

do Brent.

Para aumentar o FR, a Petrorio afirmou ter priorizado a redução dos custos

operacionais do campo, diminuindo esses em cerca de 2,6 vezes, em 2016.

Outra estratégia adotada foi o aumento da eficiência operacional, aumentando

de 88,7% a 93%, entre 2014 e 2016.

Atualmente, a Petrorio avalia a perfuração de 2 novos poços e a injeção de

polímero em um poço produtor.

Afirmou-se que o gerenciamento de reservatórios desde o início da produção

no campo é fundamental, especialmente com o objetivo de retardar a produção

de água. Isso aliado à alta eficiência operacional, a integração entre as diversas

áreas para melhor compreensão dos fenômenos e a atitudes bem planejadas

logo no começo do desenvolvimento, trará grande benefício no

desenvolvimento do campo.

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5.5 Tópico 5: Regulação & Experiência Internacionais

Título: Enhanced Oil Recovery – Política e Regulação no Reino Unido


Palestrante: Pete Davis

A Amec abordou os principais desafios para a implementação de projetos que

aumentem o FR: o lado econômico, em relação ao grande custo de projetos de

EOR/IOR; os problemas técnicos, como incertezas relacionadas aos

reservatórios; as dificuldades organizacionais; a diferença de visão entre a

operadora e as agências reguladores; e os problemas ambientais inerentes

relacionados à EOR/IOR.

Destacou-se que no contexto do Mar do Norte e da União Europeia, não existe

unificação nas políticas, estratégias ou legislações no que tange a aumento de

FR. Há arcabouços legais apenas em níveis nacionais como Noruega,

Dinamarca, Holanda e o Reino Unido.

Entretanto, existem alguns pontos em comum entre as agências reguladoras,

como a Diretiva de Captura e Armazenamento de Carbono, as Recomendações

sobre Fraturamento Hidráulico (2014/70/EU) e o BAT como guia para as

operações de exploração e produção de hidrocarbonetos.

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Na Noruega, o FR é em média 46%, mas há campos que alcançam até 66%, num

mercado que engloba mais de 70 companhias divididas em produção,

exploração e infraestrutura.

A empresa citou o plano anual de IOR por inovação da Noruega, com o IOR

Centre na Universidade de Stavanger, fato que demostra a proximidade entre

as empresas, universidades e governo, relação essa facilitada mediante o

Norwegian Petroleum Directorate (NPD).

Afirmou-se que o setor de petróleo no âmbito tecnológico é regido pelo OG21,

o qual identifica prioridades tecnológicas para aumentar a eficiência e

segurança ao meio ambiente nas atividades de produção de petróleo no país.

É uma organização regida por membros proeminentes da indústria de

petróleo norueguesa e internacional, dividida em 4 subcategorias: Eficiência

Energética; Exploração e Aumento de Recuperação; Perfuração Completação e

Intervenções; e Produção, Processamento e Transporte.

No Reino Unido, que devido a diversos problemas, entre 2010 e 2013 a

indústria observou um declínio de 38% na produção de óleo.

Com isso, a resposta do Reino Unido foi a elaboração do relatório “Wood

Review”, no qual se concluiu que a implantação de uma nova estratégia

poderia resultar em até 3 a 4 bilhões de barris incrementais.

Pautando-se nesse relatório, o governo do Reino Unido estabeleceu a OGA em

2015, a qual desenvolveu uma nova estratégia para maximização econômica

de hidrocarbonetos (MER – Maximising Economic Recovery), o EOR Strategy e

o EOR Delivery Plan, em 2016.

A meta da estratégia é alcançar uma produção incremental de 250 MMboe até

a década de 2020, por meio de projetos de EOR, apoiando a implantação desses

e focando no desenvolvimento de métodos químicos, LSWF e injeção de gás

miscível.

A apresentação é então concluída com as alterações no Reino Unido em relação

a atividades de Exploração e Produção, desde a revisão e nova diretriz dos

Planos de Desenvolvimento dos campos para que métodos de EOR sejam

implementados, incentivos para atividades de EOR/IOR, legislação condizente

focando no aumento do fator de recuperação e reconhecimento e análise das

mudanças econômicas e operações do momento, finalizando com a

colaboração entre os agentes reguladores nacionais dos principais produtores

de óleo no Mar do Norte como a OG21 da Noruega e o Danish-Norwegian Joint

Chalk Research.

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5.6 Tópico 6: Aumento do FR - Outros aspectos:

Título: Reabilitação de Campos Maduros: Inovação, Tecnologia e Modelos de

Negócio para Novos Desafios na Indústria do Petróleo no Século XXI

Empresa: Schlumberger

Palestrante: Adolpho Souza

A Schlumberger abordou a evolução dos tipos de contratos na indústria do

petróleo, citando os joint ventures e contratos de serviço.

Destacou-se que as prestadoras de serviço ganharam uma atenção especial por

serem as responsáveis pelo desenvolvimento de novas tecnologias para a

exploração mais eficiente das jazidas.

A Schlumberger apresentou o SBMM utilizado pela empresa para o

gerenciamento de um campo.

Discutiu-se sobre os problemas mais comuns encontrados na produção de um

campo maduro: declínio natural da pressão; drenagem desigual do

reservatório; water fingering; formação de cones (água e gás); corrosão; dano

de formação; e integridade de poços.

Quanto à recuperação secundária os problemas na implementação e eficiência

de um projeto de injeção típicos poderiam ser classificados em dois tipos:

i) Fatores do Reservatório - início da produção de água antecipada, baixa injetividade, fator de mobilidade desfavorável, compreensão limitada do reservatório;

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ii) Fatores Organizacionais - qualidade de água inadequada, falta de água, problemas de implementação ou orçamento superfaturado, entre outros.

A Schlumberger sugeriu como solução, a melhora da caracterização do

reservatório por intermédio de aquisição de novos dados e medidas, injeção

de água antes de EOR, desenvolvimento de competências técnicas e

operacionais.

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Título: Enhanced Oil Recovery em Reservatório Complexo Multicamada –

Caso de Estudo de Casabe

Empresa: Schlumberger

Palestrante: Thaer Gheneim Herrera

Junto com a Ecopetrol, a Schlumberger apresentou um estudo de caso baseado

no campo de Casabe, na Colômbia, onde há um projeto de EOR instalado num

reservatório altamente heterogêneo.

Casabe possui aproximadamente 1.450 poços e há injeção de água como

método de recuperação secundária. Existem 25 zonas produtoras com óleo

variando entre 18~25°API e viscosidade de entre 30~80cP. A permeabilidade

é de 50~300mD e com complexa heterogeneidade, com a razão de mobilidade

água-óleo ao redor de 25 e baixa eficiência no varrido.

Foi estudado para Casabe a implementação do projeto “5 Year EOR Cycle Time”,

a partir da determinação das características do reservatório para

implementação do método de EOR correto, finalizando com o Full Fiel

Development Plan, a implementação do projeto na escala de campo.

Após realizado a determinação do método (screening), determinou-se a

injeção de polímeros em dois pilotos para controle de mobilidade e redução da

saturação residual de óleo, um deles perfurado na formação com melhor

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qualidade de varrido, e o outro na formação com qualidade média de varrido,

duas camadas consistindo mais de 30% do volume in-place.

Após os testes experimentais de laboratório, houve o teste de campo com

utilização de InterWell Tracer Irruptions Map, que consiste na identificação dos

caminhos preferenciais e zonas que serão ocupadas, identificando onde

acontece o deslocamento de fluído, caso ocorra.

O planejamento consistia em 4 poços injetores de polímero, os quais

influenciariam na produção de 9 produtores, mais 1 poço de observação e

injeção seletiva de polímero.

Com esse esquema, aliado ao monitoramento, esperava-se entender o

comportamento e as condições mecânicas dos poços, identificar a melhoria

nas produções e injeções, reconhecer a conectividade dos poços e a

sedimentação dos conceitos para ampliação do projeto, além de identificar o

volume in-place e determinar o aumento, caso ocorresse, da eficiência de

varrido.

A injeção ocorreu a partir de outubro de 2014 e, atualmente, a capacidade de

injeção é de 3.000bbl/d de uma solução com 500ppm de polímero e a 2.000psi.

Os resultados foram visíveis a partir de 2015, quando houve a estabilização da

injeção. Reduziu-se a produção de água, com o aumento da produção de óleo

sensível em cerca de 9 meses após a implementação efetiva, cerca de 300bbl/d

de produção incremental. Dessa maneira, foi possível implementar um projeto

de EOR no campo de Casabe em cerca de 4,5 anos.

Ressaltou-se a necessidade de um plano de acompanhamento eficiente do

comportamento do reservatório, com a metodologia “One Stop Shop” para

minimizar o tempo entre decisões e realizar o máximo possível de

procedimentos requeridos pela própria companhia para o desenvolvimento e

análise do projeto.

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Título: Extensão da Vida Útil de Campos de Gás Terrestres

Empresa: Eneva

Palestrante: Armando Ferreira

A Eneva apresentou as metodologias para estender a vida útil de campos de gás

terrestres a partir da experiência de outras concessões da empresa. Os 3

principais campos das 8 concessões pertencentes ao em termos de reservas são:

Gavião Real (GVR), Gavião Branco (GVB) e Gavião Preto (GVP).

De forma a estender a vida dos campos, prevê-se a implementação do Sistema

de Compressão para elevar a pressão dos diversos campos. Essa implementação

representa um ganho total em porcentagem de 4% para GVR, 35% para GVB,

33% para GVP e 25% para Gavião Vermelho (GVV). Concomitantemente a esse

projeto, estão sendo perfurados poços Monobore, os quais possuem uma

completação simplificada para redução de OPEX e CAPEX, sem comprometer a

segurança das operações.

Além disso, realização de operações sem sonda utilizando wireline para

canhoneio, avaliação de cimentação e avaliação de corrosão, slickline para

assentamento de plugues de isolamento e pescaria e coiled tubing para limpeza

e tratamento químico, pescaria, recimentação, canhoneio e abandono definitivo

de poços.

Com esses projetos, a empresa planeja aumentar as reservas totais dos ativos

em aproximadamente 25% do total das 8 concessões, além de obter uma

agilidade na realização dos projetos e diminuindo o risco e incertezas

associados ao Gas-To-Wire.

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Título: O Papel dos Diferentes Modelos de Negócios, Parcerias Empresariais

e Tecnologias para Aumento do FR dos Campos de Petróleo

Empresa: Petrobras

Palestrantes: Paulo Roberto Schroeder Johann e Claudio Ziglio

No Brasil, em 2015, 49 empresas produziram óleo e gás, e há parcerias nos

tipos de contrato de produção e exploração e parcerias tecnológicas permeiam

o meio.

Como exemplo, citou-se a Petrobras e Statoil, as quais realizaram em 2004

estudos em conjuntos para pesquisa sobre Tecnologia Sísmica 4D, sendo

implementado como Permanent Reservoir Monitoring (Monitoramento

Permanente de Reservatório) no campo de Jubarte.

Quanto à parceria com companhias de serviço, destacou-se o Prêmio ANP de

Inovação Tecnológica de 2016, cujos ganhadores foram a Schlumberger e a

Petrobras, pelo desenvolvimento de uma pasta de cimento para operações que

envolvem grandes quantidades de CO2. Outro destaque é o desenvolvimento

de inclinômetros para campos marítimos com a Halliburton.

Além dessas parcerias, a Petrobras e o centro de pesquisa CENPES

desenvolvem estudos com diversos institutos de pesquisa e universidades

nacionais e internacionais, totalizando mais de 100 universidades, 49 redes

temáticas, 200 laboratórios construídos desde 2009 e mais de 8.000 alunos e

pesquisadores externos envolvidos em projetos da Petrobras.

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Abordou-se ainda as diversas tecnologias e especificações para projetos de

EOR/IOR. Nesse ponto, também a otimização da malha de drenagem, a

otimização do gerenciamento de produção e os métodos de EOR.

O primeiro método de EOR citado foi o Polímero Modificador de

Permeabilidade Relativa, os quais adsorvem na rocha e tem características

hidrofílicas (expandem na presença de água), reduzindo a permeabilidade à

água, diminuindo a razão de mobilidade da água, o BSW e a RAO.

Citou-se que, segundo a Stanford University, o LSWI pode incrementar o FR de

5% a 20%. Nos testes realizados em dois campos no Alaska, houve respostas

positivas à injeção e aumento de produção nos poços influenciados pela

injeção.

De acordo com a empresa, o WAG tem por objetivo a remoção de óleo da rocha,

semelhante à injeção de água exceto que mais efetivo. Problemas enfrentados

nesse método são relativos à viscosidade do gás que, por ser baixa, não flui por

toda a rocha e tende a escoar por caminhos preferenciais. A esse processo

pode-se acrescentar espumas, as quais aumentam o desempenho do método,

retardam a produção de gás, previnem a formação de cones e bloqueiam canais

de alta permeabilidade.

O último método apresentado foi o uso da nanotecnolgia para aumento do FR,

que parte do princípio de alterar a molhabilidade do óleo em relação à

formação, encapsulando as gotículas adsorvidas na formação e tornando-as

parte do fluxo contínuo ocorrendo na formação.

O emprego desses métodos aliado às parcerias e introdução das tecnologias de

EOR/IOR ajuda a mitigar os riscos, reduzir os custos e aumentar o VPL de um

projeto.

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Título: A Contribuição de Diferentes Modelos de Negócios

Empresa: Halliburton

Palestrante: David Ecudero

A Halliburton não autorizou a divulgação das informações apresentadas no


Título: O Papel da Tecnologia para Incrementar o Fator de Recuperação

Empresa: Halliburton

Palestrante: Mauro Nunes

A Halliburton não autorizou a divulgação das informações apresentadas no


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Título: Uso de Modelos de Simulação para Estimativa de Fator de

Recuperação

Universidade: UNICAMP

Palestrante: Dr. Denis José Schiozer

A UNICAMP apresentou um estudo sobre FR baseado em diversos parâmetros

de vários campos, como: ano de descoberta, lâmina d’água, volume in-place do

campo, porosidade média, permeabilidade média e outros.

Explicou-se as dificuldades associadas à estimação do FR, desde a tributação

até o modelo econômico utilizado e os fatores técnicos.

Utilizou-se um exemplo teórico comparando dois casos de um campo fictício:

o caso de maior VPL utilizando (14 poços) no campo e o de maior FR utilizando

22 poços no campo. Em conclusão, comprovou-se que para esse caso teórico,

perfurar 22 poços geraria um VPL menor do que a perfuração de 14 poços,

enquanto que não haveria alteração significativa no FR.

Apresentou-se um segundo exemplo considerando a injeção de polímero no

campo fictício. Os objetivos desse segundo estudo eram: i) maximizar o VPL

(caso a); ii) maximizar o FR; e iii) encontrar um equilíbrio entre os dois

cenários anteriores. A diferença entre os três projetos indicou a possibilidade

de incompatibilidades do raciocínio da empresa e da agência reguladora,

porque enquanto “ii” alcança um FR 27%, o VPL é de 607 milhões de dólares

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negativos. Já o caso “i”, alcança um VPL de 1,45 bilhões de dólares, mas atinge

apenas um FR de 19%.

De acordo com a apresentação, para tornar atrativo a implementação de um

projeto de EOR/IOR deve haver a colaboração entre a ANP e as empresas por

meio da diminuição dos impostos e outros benefícios fiscais. Ademais, a

colaboração entre empresas torna viável processos complexos, gerando

investimentos adicionais com projetos de EOR/IOR, maior flexibilidade e

compartilhamento de informações, além do tempo de produção adicional.

Finalmente, destacou-se a complexidade de desenvolvimento e gerenciamento

dos campos de petróleo, envolvendo recursos humanos, tecnologia e

investimentos. Afirmou-se que investimentos em recursos humanos e

pesquisas é uma forma de aumentar o FR dos campos.

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Título: Aumento do Fator de Recuperação como uma Proposta de

Investimentos

Empresa: Barra Energia

Palestrante: Renato Bertani

A Barra Energia apresentou os blocos BM-S-8 e o BS-4. Afirmou-se que os

reservatórios da jazida do BM-S-8 são de boa qualidade, sem contato óleo água,

com 300m a 400m de espessura.

Contextualizou-se a situação global atual em termos de consumo e produção

de óleo e indicou-se que o aumento de FR via EOR/IOR deve partir de

investimentos aliados ao emprego de tecnologias e inovação.

Sugeriu-se que para atrair investimentos, esses projetos devem remunerar o

capital e os riscos associados. A fim de gerar retornos proporcionais para os

investidores e a sociedade e otimizar a criação de valor, alguns princípios são

essenciais:

Tributar lucros em vez de investimentos;

Tributar lucros em vez de receitas (redução ou adiamento de royalties);

Eliminar/mitigar encargos na implantação de capital;

Visibilidade na vida do projeto enquanto ela for rentável;

Acelerar a cessão de ativos e criar liquidez de mercado de ativos.

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5.7 Tópico 7: Aumento do FR – Como fomentar no Brasil, do ponto de vista da União e das empresas?

Título: EOR e IOR no Reino Unido – Recomendações


Palestrante: Pete Davis

A Amec fez recomendações para aumento de FR pautando-se no cenário no

Mar do Norte. Enquanto no Brasil o WAG ainda está nos seus primeiros pilotos,

a Noruega em 27 projetos analisados com essa tecnologia considera bem-

sucedidos 55% dos casos, transformando a tecnologia em “madura” neste país.

Questionou-se sobre a necessidade de um grande volume de óleo para o

desenvolvimento de projetos de EOR/IOR, se há evidência para justificar os

projetos de EOR/IOR, se o Brasil necessita implementar uma Estratégia

Específica de EOR/IOR como foi feito no Reino Unido e, finalmente, o que

deveria incluir numa possível estratégia implementada no Brasil.

Aconselhou-se a realização de um estudo de alta credibilidade apresentando

uma análise independente dos problemas associados à baixa recuperação nas

bacias offshore brasileiras, o que preencheria lacunas técnicas e regulatórias

como a falta de foco em maximizar a recuperação econômica, de uma estrutura

legal/política, de colaboração, entre outros.

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Recomendou-se estudar as iniciativas de aumento de FR realizadas na Bacia

de Campos, identificar as tecnologias que garantirão um maior potencial

teórico, desenvolver o screening para cada campo, identificar oportunidades

de cooperação entre operadoras para compartilhar informação e focar nas

oportunidades prioritárias na escala de risco econômico/potencial para

implementação dos projetos.

Sugeriu-se, ainda, providenciar uma quantidade limitada de objetivos para

serem alcançados em alguns campos ou projetos específicos. Dessa forma,

haveria maior facilidade na análise de dados, informações e consequências dos

projetos e incentivo à pesquisa.

Finalmente, afirmou-se que caberia ao Brasil desenvolver arcabouços legais

para fomentar a implementação dos projetos, com o estabelecimento de

grupos e de uma fonte de dados compartilhada, além de medidas mais

incisivas como um workshop anual de operadoras e prêmios para tecnologia

mais eficiente ou inovadora de EOR.

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Título: Como fomentar o Fator de Recuperação no Brasil, do ponto de vista

da União e das empresas?

Instituição: Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP)

Palestrante: Homero Ventura

O IBP expôs duas frentes de trabalho: i) melhoria no ambiente para os atuais

produtores e ii) criação de um ambiente melhor para os novos entrantes.

Afirmou-se que para aumentar o FR é necessário investimentos, taxações,

legislações, regulamentações e flexibilidade, mas também colaboração entre

todas as partes da indústria de petróleo do Brasil, como ANP, MME, meio

acadêmico e empresas.

Segundo a IBP, os principais mecanismos para melhorar o ambiente para os

atuais produtores são os incentivos fiscais para o desenvolvimento e operação

dos projetos de EOR e a redução das participações governamentais,

desonerando a importação ou incentivando a fabricação desses produtos no

país. Além desses, a redução da incidência de tributos indiretos, como

PIS/COFINS, ICMS e ISS e a flexibilização dos índices de Conteúdo Local

contribuiriam para o aumento dos investimentos e do FR.

Para justificar a recomendação, citou-se o caso do Canadá, país no qual o tempo

de duração da alíquota reduzida é vinculada ao óleo incremental e específico

para projeto de EOR.

Outro mecanismo citado foi a renovação da concessão em condições que

viabilizem os investimentos, uma vez que o retorno de ganho de óleo advindo

de métodos de EOR/IOR ocorre no longo prazo.

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O IBP destacou que se deve garantir aos produtores a prerrogativa de

solicitarem extensão de suas licenças a qualquer momento, desde que

tecnicamente justificada.

Para os novos entrantes o IBP considera que a frequência e estabilidade de

leilões, ampliação dos tamanhos dos blocos exploratórios e delimitação dos

limites do campo para que esse coincida com os blocos, permitem que o

operador possa continuamente explorar a área adquirida.

Adicionalmente, o IBP solicitou que não se exija dos operadores a constituição

de garantias dos investimentos em descomissionamento de instalações e

abandono de poços e que a CVM estabeleça regras claras de certificação de

reservas

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6 CONSIDERAÇÕES FINAIS

A busca pelo aumento do fator de recuperação das jazidas de petróleo e gás é

objetivo comum de todos os agentes envolvidos na Indústria do Petróleo.

Nesse sentido, resta evidente a importância de se estabelecer um fórum de

discussão do tema que reúna operadores, órgãos governamentais, empresas

de serviço e universidades.

O compartilhamento de resultados, ideias e lições aprendidas, tais como

apresentado neste seminário, são etapas essenciais para o efetivo aumento do

FR. Mas é preciso evoluir.

A ANP pratica um importante papel na consecução desse objetivo, já que, nos

termos da Lei no 9.478, de 6 agosto de 1997, a ela compete implementar a

Política Brasileira de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural,

cabendo-lhe:

“IX - fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional

do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de

preservação do meio ambiente; (Redação dada pela Lei nº 11.097,

de 2005)

X - estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na

exploração, produção, transporte, refino e processamento.”

Por conseguinte, é dever da ANP zelar pelo o aumento do fator de recuperação

e fomentar ações com esse objetivo. Nesse sentido, o seminário realizado

evidenciou ainda mais a necessidade da priorização do tema por esta Agência

com a definição de outras iniciativas que tenham o mesmo objetivo.

De fato, o novo mapa estratégico da ANP identifica claramente como ação

estratégica e prioritária a maximização da recuperação dos campos de

petróleo e gás, tornando cristalino o foco da Agência na promoção dessas

ações.

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2005/Lei/L11097.htm#art8ix

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2005/Lei/L11097.htm#art8ix

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Cumpre ainda destacar que a minuta de Resolução do CNPE contendo as novas

políticas de E&P também apresenta, como proposta macro de política

brasileira, a maximização dos recursos in situ.

“Art. 1o Estabelecer como Política Brasileira de Exploração e Produção

de Petróleo e Gás Natural a maximização da recuperação dos recursos

in situ dos reservatórios, a quantificação do potencial petrolífero

nacional e a intensificação das atividades exploratórias no País, bem

como promover a adequada monetização das reservas existentes,

resguardando os interesses nacionais.”

Ainda, cita-se:

“§ 1o Na implementação da Política, as seguintes diretrizes deverão ser

observadas:

.....

IV - fomentar o desenvolvimento tecnológico, estimulando a criação e

adoção de novas tecnologias de investigação e de recuperação de

petróleo e gás natural;

....

Art. 3o A ANP, no cumprimento de suas atribuições para a

implementação da Política Brasileira de Exploração e Produção de

Petróleo e Gás Natural, deverá observar as diretrizes estabelecidas no

art. 1o e ainda:

VII - estimular a extensão de vida útil dos campos, promovendo,

simultaneamente, a cultura de preservação das condições de

segurança e respeito ao meio ambiente.”

Portanto, em se publicando o conteúdo acima sugerido pelo Grupo de Trabalho

instituído pela Resolução CNPE nº 06/2016, restará ainda mais evidente as

diretrizes governamentais de priorização das ações relacionadas ao tema.

É importante ressaltar a preconização de medidas de incentivo sugeridas na

proposta de Resolução CNPE, tal como a redução de royalties, limitada a 5% sobre a

produção incremental, advinda dos novos investimentos compromissados no

âmbito dos pedidos de prorrogação contratual.

A implementação e regulamentação das medidas aprovadas requer que seja

definida uma estratégia detalhada de atuação, pautada no diálogo com a Indústria e

na governança da União.

A contribuição da Indústria é essencial para a correta avaliação do potencial de

aumento do FR no Brasil, bem como da real necessidade de concessão de incentivos

e da identificação das vantagens para a União em concedê-los.

Sendo assim, será solicitado que cada operadora apresente um estudo, contendo:

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a. Identificação e detalhamento dos campos com maior potencial de aumento de fator de recuperação;

b. Técnicas EOR/IOR e projetos em estudo para obter os aumentos listados nos campos identificados de maior potencial;

Adicionalmente será solicitado que cada operadora, bem como as associações de

classe e empresas de serviços se manifeste, encaminhando:

c. Sugestões de incentivos e formas de implementá-los (inclusive contemplando a proposta de redução de royalties sobre a produção incremental já aprovada no CNPE), avaliando sua vinculação às questões de economicidade de projetos e benefícios para a sociedade;

d. Sugestões de outras medidas regulatórias e governamentais de baixa e média complexidade que contribuiriam para a maximização da recuperação dos recursos in situ.

Os estudos e as sugestões apresentadas serão analisados por um Grupo de Trabalho

interno da ANP, constituído com o objetivo de definir a estratégia de Aumento do

Fator de Recuperação no Brasil. Adicionalmente, serão selecionados os projetos

prioritários a serem incluídos nessa estratégia.

Como forma de incentivo, a ANP também atuará na promoção de PD&I em

tecnologias de recuperação e premiará (Prêmio ANP) o projeto de recuperação mais

relevante do ano, a partir de 2018.

Importante mencionar, que é intenção da ANP promover periodicamente

seminários sobre o aumento de FR no Brasil.

A ANP agradece a colaboração e a participação da Indústria no Seminário de

Aumento do Fator de Recuperação (2017) e convida a todos a contribuírem para a

elaboração de uma estratégia de longo prazo que se concretize na maximização da

recuperação dos recursos in situ brasileiros.

Documents

Relatório do Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação · No Reino Unido, por exemplo, o fator de recuperação chega a 46%; na Noruega, o percentual chega a 70%. Destaca-se