Descomissionar X aumentar fator de recuperação? Ou os dois?

Começarei o artigo pegando gancho na provocação feita pela Especialista em Regulação da ANP, Tabita Loureiro, de que o país precisa investir no aumento de recuperação dos campos em produção, que hoje está na casa de 21%. A agência incluiu no Prêmio ANP de Inovação 2018 uma nova categoria com o tema “aumento do fator de recuperação de P&G. “A fração recuperada no Brasil é de apenas 9% e atualmente o FR final previsto é 21%. Precisamos avançar. Daí a necessidade de estimularmos que novas tecnologias sejam desenvolvidas e aplicadas para esse fim no Brasil”, comentou Tabita.

Vamos imaginar que, uma descoberta de petróleo, foi encontrada uma jazida com 100 litros de óleo. Depois de todos os estudos, perfura-se um poço e o equipa com linhas e outros equipamentos, para poder produzir os 100 litros. Acontece que, por uma série de fatores como a permeabilidade das rochas, a força dos impulsos naturais (a presença de gás, a pressão da água adjacente ou gravidade), a viscosidade do óleo, a capacidade de bombas, etc. NUNCA, conseguimos extrair todo o conteúdo de uma jazida.

Mal comparando, mas somente para ilustrar para quem não é do ramo, pensem na sua cisterna. Para retirar a água da mesma, coloca-se um cano com uma válvula no final dele. Reparem que, a válvula nunca vai até o fundo, porque senão ao final total da água, entraria ar pelo cano e, a bomba “queimaria” por rodar sem água. Então, a água remanescente, que nunca é pouca, para ser retirada, precisa de uma nova tecnologia, diferente da instalada.  Normalmente, a nova tecnologia, no caso da cisterna, é do morador da casa: entrar na cisterna e retirar o que der no balde, certo?

Nota: como meus artigos não são pensados nem lidos somente por quem entende de produção de óleo e gás, estou tentando ilustrar da melhor maneira possível.

Clareza Solar?

Quanto aos tímidos resultados dos FR (fatores de recuperação) nos campos no Brasil em comparação com o exterior, lembro das limitações citadas acima e da enorme necessidade de se desenvolverem / customizarem novas soluções / tecnologias que permitam extrair o óleo remanescente de nossas jazidas, o que infelizmente não poderá ocorrer com baldes.

Onde está a tal dicotomia do dito até aqui? Tudo nasce no EVTE – Estudo de viabilidade técnico e econômica de um campo de petróleo.

Lembram da figura do primeiro artigo da cadeia produtiva na área de O&G, sua interação ideal, que culmina com o Descomissionamento:

Pois é. Um EVTE considera, antes da instalação de um sistema de produção em um campo, uma plataforma, por exemplo, toda esta cadeia, exceto as melhorias e a extensão de vida útil (EVU), porque?  Somente no decorrer da produção do campo é que teremos certeza se o capital investido em melhorias e na EVU trarão retorno econômico para aquele projeto. Mas trazer tal retorno significa que as melhorias (vamos pensar em novas tecnologias) proporcionaram ou uma redução drástica de custos ou uma maior recuperação do campo, gerando mais produção e aumentando seu fator de recuperação. Ou ainda que uma EVU também trará maior economicidade para determinado campo.

Mais quais deveriam ser os estudos para uma EVU?

Vamos pensar em um campo típico: Uma plataforma; cinco poços produzindo para a mesma, com todos os equipamentos submarinos de coleta e escoamento, bem como de poços e de superfície (topside), instalados.

Tal sistema de produção fora projetado e instalado para durar 20 anos e ter um fator de recuperação de 20%, ou seja, em nosso exemplo de 100 litros, vamos retirar somente 20 litros.

Até aqui, Clareza Solar?

Mas chegando ao final da vida útil de 20 anos citada acima, verificamos que (a equipe de reservatórios de uma operadora faz isto), ou ainda não atingimos a produção dos tais 20%, e que as melhorias implantadas ao longo dos tais 20 anos, podem proporcionar uma sobrevida ao sistema de produção e, consequentemente, produzir os 20% previstos no EVTE original, o que devemos fazer?

1 – Poço: verificar se as condições dos poços, permitem que os mesmos consigam produzir, por exemplo, por mais cinco anos e, caso negativo, se ainda será possível um Workover (manutenção), mas isto terá um custo adicional ao previsto no EVTE do início do campo, guardem isto;

2 – Linhas e equipamentos submarinos: idem a poços, precisaremos de uma confirmação técnica, de que estes podem produzir por mais cinco anos e, caso negativo, qual o custo necessário com manutenções e/ou trocas;

3 – Segurança da Plataforma: Idem a poços, utilizando de ferramentas como o Bow Tie, por exemplo (um sistema que permite analisar se todos as barreiras contra acidentes estão íntegras e operacionais, a grosso modo), estão operacionais. Caso negativo, qual o custo para recompô-las?

4 – Integridade da Plataforma: Qual a capacidade de quitar todas as RTI (relatórios técnicos de inspeção) daquela unidade e permitir que a mesma opere por mais cinco anos? Qual o custo disso?

5 – Finalmente, neste exemplo bem simples, a análise econômica de tudo isto, ou seja, qual a produção remanescente que teremos por mais cinco anos (receita) e que teremos de gastar para produzir por mais cinco anos (CAPEX), caso o balanço seja positivo, BINGO, ao invés de descomissionar com 20, vamos fazê-lo com 25 anos.

Mas qual a dicotomia afinal?

Mas antes de responder, pergunto: Clareza SOLAR?

A tal dicotomia está no próprio exemplo acima. Vejam que, pode até ser que, por produzir por mais cinco anos, eu aumente o fator de recuperação, mas este objetivo não seria alcançado com estudos e forças pró este fim e, ao final dos 25 anos, estaremos, como estamos hoje, descomissionando unidades.

Mas, descomissionar, pode até gerar receitas para este ou aquele segmento da indústria, todavia, produzir óleo e gás, significa receita para todo um país, porque então não vemos esforços firmes de toda a sociedade organizada, conjuntos, neste sentido?

Durante minha vida na Petrobras vi dezenas de esforços internos, mas quando tentávamos nos aproximar de outras operadoras, a tal “confidencialidade” ou conhecimento estratégico de uma ou outra operadora, não permitia avançar.

Então vejo como altamente salutar o post da Tabita Loureiro, pois nos dá a esperança de que podemos caminhar nesta direção. Adquirir novos conhecimentos, desenvolver novas tecnologias customizadas para aumento do fator de recuperação. Por exemplo, em campos com carbonatos de baixa permeabilidade? (rochas tão duras e tão fechadas, que apesar de ter muito, mas muito óleo mesmo, este não consegue fluir, ficando preso para sempre, se não o ajudarmos, nas armadilhas das rochas).

Espero que a ANP seja a mola propulsora de um acordo e uma governança que permitam que ANP, operadoras, universidades, empresas e sociedade organizada em geral possam criar um marco regulatório para o setor neste sentido. Não podemos sofrer tanto para descobrir, perfurar e produzir e ao final, deixar mais de 80%, em média, da água de nossa cisterna no fundo.

O REPENSAR MACAÉ também deveria passar por ai, fomentar junto à ANP e operadoras estes estudos para aumento de extensão da vida útil e de fator de recuperação, assim garantir produção e receita para toda a cadeia produtiva.

Muito antes de pensarmos em descomissionar temos de pensar em continuar produzindo, aumentando nosso fator de recuperação. O Brasil agradecerá, afinal, pensem na montanheira de esforço e dinheiro alocado para se instalar uma plataforma. Vamos descomissionar assim, sem lutar?

No sétimo artigo, retomo de onde parei no quinto, ok?

Clareza solar??