Intervju og dokumentstudier: Bakgrunn og gjennomføring

A injeção de gás em reservatórios com o intuito de recuperação secundária foi uma técnica que começou a ser utilizada desde finais do século XIX (Paris, 2001).

Em 1888 Dinsmoor, no estado de Pensilvânia, injetou gás acidentalmente em um reservatório de óleo e observou o aumento de produtividade dos poços produtores neste reservatório. Lucrando com esta descoberta acidental, adquiriu um número de concessões improdutivas mais baratas no estado de Virginia para testar sua teoria. Ele instalou um compressor utilizando gás das cabeças de revestimento de vários poços. Dinsmoor, que não patenteou o processo, escondeu as instalações para disfarçar o processo enquanto ele acumulou mais locações (Weber, 2015).

No ano de 1903 em Ohio, Dunn injetou gás num poço produtor a uma pressão de 3,1 kgf/cm2 (45 psi) com um arenito produtor com uma profundidade de 152 metros. Após dez dias de pressurização o mesmo poço foi reaberto, aumentando a produção. Com base nessa experiência, no ano de 1911 Dunn demostrou com sucesso o incremento da vazão produzida de óleo ao pressurizar o reservatório injetando gás. Para demostrar a técnica realizou uma serie de experiências injetando 4247 m3std (150000 ft3) de ar comprimido a uma pressão de 2,8 kgf/cm2 (40 psi). Depois de uma semana a produção dos poços vizinhos aumentava, estendendo a técnica a outras áreas da sua propriedade. Como regra geral demostrou que a injeção de ar aumentava de três a quatro vezes a vazão de óleo, e o uso do ar provou ser mais econômico que o uso do gás natural (Lewis, 1961).

A injeção de gás com altas pressões foi inicialmente realizada no ano de 1927 em um campo de Califórnia. As altas pressões foram necessárias para vencer a pressão hidrostática exercida por um aquífero. Foram injetados 4,9 milhões de m3std (173 milhões de ft3) de gás com pressões de 126 kgf/cm2 (1800 psi), como resultado a aumento de produção chegou a um 50% obtido nos poços vizinhos aos injetores (JPT, 1999).

Até então os projetos de injeção de gás e de água eram desenhados e implantados com métodos empíricos. Os fundamentos teóricos começaram a ser estudados por Leverett na

década do trinta, ao estudar os mecanismos de deslocamento dos fluidos em areias (Leverett; Lewis, 1941).

No ano de 1947 a descoberta de um campo em Texas portador de óleo leve com um alto fator de encolhimento levou a Barney Wharton, um pesquisador da empresa Arco, a sugerir a injeção de gás natural a alta pressão para evaporar os hidrocarbonetos mais leves e depois recuperar o óleo. Ao fazer experiências de laboratório os pesquisadores ficaram surpresos ao observar que o gás era miscível devido as altas pressões. Inicialmente injetaram gás natural a alta pressão e como resultado o de Atlantic Richfield´s (Arco) Block 31 se tornou o primeiro campo com injeção miscível de gás. Mais tarde, foi determinado a injeção de gás natural foi substituída por nitrogênio, atingindo um fator de recuperação de 70% (JPT, 1999).

Após a experiência descrita e pesquisas de laboratório, nos anos seguintes seguiram-se vários projetos de injeção de fluidos (Clark, 1979). Os fluidos de injeção utilizados incluem gás liquefeito de petróleo (GLP), tais como o propano, metano de alta pressão, metano enriquecido com hidrocarbonetos, e de alta pressão, nitrogênio e dióxido de carbono injetado só ou com água (JPT, 1999).

Durante os anos 1970, devido a disponibilidade de dióxido de carbono da indústria localizada em West Texas, EUA começou a utilizar o mesmo para injeção. A injeção deste gás é menos onerosa do que a injeção de gás de petróleo liquefeito (GPL) ou do metano e o dióxido de carbono tem uma maior viscosidade sob pressão do que muitos outros gases (JPT, 1999).

Atualmente a injeção de gás continua a ser amplamente utilizados no Alasca e em outras partes o mundo (JPT, 1999).

Os últimos dados disponíveis da ANP (ANP, Anuário 2014) no ano de 2013 no Brasil foi produzido um total de 117.446.013 m3std de óleo e do total de gás natural produzido nesse ano, 66,6% (18,8 bilhões de m3std) eram de gás associado ao petróleo. Em 2013, 4,6% da produção total foi queimada ou perdida, e 13,8%, reinjetada.

Na Bahia no ano de 2013 foram produzidos um total de 2.537.344 m3std de óleo e 541 milhões de m3std de gás associado. Desse total foi reinjectado 212,7 milhões m3std (ANP, Anuário 2014). Nos campos com gás associado ao petróleo, parte do gás não reinjectado (com o objetivo de aumentar a recuperação do petróleo) e que não tem mercado consumidor próximo acaba sendo queimado ou ventilado na atmosfera.

3.3. Perfuração horizontal

Os primeiros poços horizontais foram perfurados na União Soviética nos anos 1950. Na época foram perfurados 43 poços horizontais. As conclusões foram que apesar de serem factíveis tecnicamente, a perfuração horizontal não era viável economicamente e, portanto, o método foi abandonado temporariamente (Bocio, 1991).

Depois dos soviéticos outros testes com perfuração horizontal foram realizados pelos chineses no meio dos anos sessenta, perfurando dois poços horizontais. O primeiro, com quinhentos metros ao longo do reservatório sem revestimento, colapsou após uma semana de produção. Após este resultado a perfuração do segundo poço foi interrompida. Novamente os chineses chegaram à conclusão que a perfuração horizontal era possível desde o ponto de vista técnico, mas antieconômica (Bocio, 1991).

No final dos anos setenta e começo dos oitenta as empresas Imperial Oil Ltd. e Texaco canada realizaram várias tentativas de perfuração horizontal no Canadá e novamente concluíram a factibilidade da técnica, mas não produziram em longa escala (Bocio, 1991).

Em 1978, a empresa Elf Aquitaine junto com o Instituto Francês de Petróleo (IFP) começou o projeto FORHOR. Inicialmente perfuraram dois poços horizontais na França com o intuito de conhecer mais a técnica e reduzir os custos de perfuração. Em 1982, no campo de Rospo Maré na Itália, o sucesso da perfuração deu como resultado o único campo de óleo no mundo produzido através de poços horizontais de forma rentável (Bocio, 1991). A vazão inicial de óleo do primeiro poço perfurado foi de 600 m3std/d.

O sucesso econômico da perfuração no campo de Rospo Maré levantou novamente o interesse da indústria na perfuração horizontal. Nos anos oitenta as empresas Unocol Nerehrlannds, Sohio (atual BP América), British Petroleum, Maersk e Arco perfuram vários poços horizontais em Alaska no campo dePrudhoe Bay, conseguindo uma produção inicial de 1900 m3std/d o objetivo era um reservatório de óleo pesado (Bocio, 1991).

Nos Estados Unidos de América, no final dos anos setenta e começo dos oitenta, nos Alan Barnes usou um simulador de reservatório e consegue mostrar os benefícios aos seus superiores do método de raio curto de Eastman e Zublin. Após o sucesso da perfuração a companhia perfurou 12 poços horizontais em Empire Abo, no Novo México. O objetivo: um reservatório, com pequena espessura no calcário, com uma capa de gás significativa e aquífero ativo. O óleo recuperado no primeiro poço foi 20 vezes maior do que o de um poço vertical (Gatens et al., 1999).

No Brasil o primeiro poço horizontal foi perfurado no Campo de Fazenda Belém, na bacia Potiguar, no nordeste brasileiro, com uma extensão horizontal de 582 m (Joshi, 1991). O primeiro poço marítimo foi perfurado no ano de 1990, no campo do Bonito na bacia de Campos. A perfuração foi realizada em rochas localizadas sob 222 metros de lâmina d`água, estendendo-se por 464 metros na seção horizontal (Morais, 2015). Hoje, é umas das tecnologias mais utilizadas, e cerca de 50% dos poços marítimos direcionais perfurados por ano no Brasil são poços horizontais (Rocha et al., 2008).

Como foi explanado, poços horizontais foram perfurados nos anos 1950, mas ganharam popularidade dos anos 1980 em diante, conforme as técnicas de perfuração horizontal progrediram e os custos foram reduzidos (Jahn et al., 2012). Rocha et al. (2008) afirmam que com o aparecimento de motores de fundo denominados de motores steerable, equipamentos de medição continua sem cabo conhecidos como measurement while drilling (MWD), brocas apropriadas e o melhor conhecimento da mecânica de perfuração, hoje qualquer locação pode ser considerada candidata à perfuração horizontal.

Capítulo 4