O presente trabalho abordou a evolução do sistema de injeção de água em plataformas offshore. Uma visão fundamentada no histórico das plataformas, especialmente no Brasil, foi essencial para uma base teórica do restante do trabalho e do que se pode esperar em relação às futuras inovações. Se por um lado, o sistema de injeção de água só passou a fazer parte das FPSO’s na Fase 2, este sistema tem recebido cada vez mais atenção e aprimoramentos técnicos, principalmente devido às limitações de peso e espaço nas FPSO’s.
Essa dedicação ao sistema de injeção de água começa devido à importância dos métodos de recuperação secundária na produção de petróleo atualmente, em especial o de injeção de água, mais utilizado mundialmente. Como foi visto, os métodos de EOR podem fazer um reservatório produzir até cerca de 60% do OOIP (em casos raros), ao invés dos 15% possíveis apenas com a recuperação primária. Enquanto a média de OOIP retirado no mundo é de 30%, a Petrobras tem uma média de 32%, se mostrando acima da média na tecnologia de produção de óleo, além de perfurar poços que conseguem extrair mais de 45% do óleo originalmente no reservatório. Assim sendo, é indiscutível o quão importante é o processo de injeção de água para aumentar a produtividade de poços, e consequentemente, seu sistema de injeção.
Este sistema foi discutido no Capítulo 3. Diversas evoluções puderam ser notadas, em todas as fases. A parte de captação de água, por exemplo, evolui em termos de matéria prima. Ao longo do tempo, foram descobertas tecnologias que permitem o uso de determinado tipo de água antes não aplicável, ou aumentando a gama de aplicações de água já utilizada. Um exemplo é a própria água do mar, que teve sua aplicabilidade elevada com a invenção das unidades de remoção de sulfato. Outro exemplo que pode ser citado é a ideia de adição de sal em águas doces ou menos salgadas que o necessário, para evitar choques salinos.
A fase de transporte da água sofre avanços contínuos no que diz respeito às tubulações utilizadas, sempre sendo aprimoradas para evitar corrosão e outros tipos de problemas. Atualmente, certa parte da água produzida pode até mesmo ser armazenada para injeção em outro poço, com falta desta. No entanto, não foi observado em nenhum dos novos projetos da Petrobras o uso desta tecnologia. Essa adução da água vem sendo
78 barateada devido às simplificações que a indústria encontra e descobre no que diz respeito à logística offshore.
O próprio processo de recompletar um poço, anteriormente produtor de óleo, para injeção (ou produção) de água requer tecnologias extremamente avançadas, e merecem destaque.
A fase de tratamento da água para injeção pode ser a que mais evoluiu nas últimas décadas. Como foi explicitado no Capítulo 4, a URS tornou a injeção de água um processo ainda mais viável, lucrativo e aberto a diversas aplicações. O uso do processo de nanofiltração por membranas eletronicamente carregadas permitiu que essa água salgada, de grande disponibilidade, fosse injetada em regiões onde inibidores químicos de incrustação não conseguiriam conter os absurdos gastos com operações de
workover que seriam causados pelo entupimento dos tubos. Adicionalmente, o controle
de incrustação cresceu bastante em poços onde os gravel packs, indispensáveis para o controle de produção de areia, inviabilizariam o uso dos inibidores supracitados. A própria produção de reservatórios em elevadas profundidades tornou-se mais econômica e possível com a utilização da URS.
A remoção de sulfato da água do mar era utilizada, inicialmente, apenas em reservatórios contendo alta concentração de bário, como já dito. No entanto, com a descoberta de novas aplicações da remoção de sulfato, esta tem se tornado um processo fundamental para a injeção de água salgada. Como exemplo de aplicação alternativa, podem-se citar exemplos onde os poços nos quais deseja-se controlar a incrustação, apesar de não estarem sujeitos a grandes formações de sulfatos, não podem receber inibidores de inscrutação devido ao posicionamento de gravel packs. Adicionalmente, foi estudado e percebido que reservatórios contendo altas concentrações de cálcio e estrôncio, além de água com salinidade elevada também eram formações em potencial para uso do processo de remoção de sulfato. Recentemente, a complexidade do desenvolvimento de certos reservatórios que incluem produção através de poços horizontais ou multilaterais e/ou de poços extremamente profundos, tem tornado a remoção de sulfato, na grande maioria dos casos, a única alternativa viável à manutenção do fluxo pelo controle de incrustação.
Cada reservatório, durante seu desenvolvimento, em conjunto com seu projeto de injeção de água associado, deve ser estudado em particular para se assegurar de que processo de controle de incrustação é o mais barato, como ilustrado na figura 4.5. Para uso somente de inibidores de incrustação, são necessários cálculos prevendo a
79 concentração de inibidores ao longo da vida produtora do reservatório, bem como em que momento ocorre o breakthrough e dos custos relativos aos inibidores residuais. Todos estes cálculos devem se basear inclusive, mas não se limitar, a dados de produção de reservatórios com características similares, principalmente no que diz respeito à perda de injetividade e produtividade. Por outro lado, deve-se analisar a possibilidade da utilização de unidade de remoção de sulfato a partir de estudos sobre os custos de operação da mesma, além dos impactos que serão causados na injetividade e produtividade pelo uso desta ao invés de somente inibidores de incrustação.
A remoção de sulfato tem se mostrado, assim como as outras inovações tecnológicas discutidas nos Capítulos 2 (sequestro de carbono) e 3 (tratamento e injeção de água), fundamental para as operações offshore e é produto de alguns fatores que sempre estimulam a criação de novas tecnologias: alto preço do petróleo e dificuldades encontradas que precisam ser superadas. A própria remoção de sulfato se desenvolveu, levando a maiores vantagens, com estudos sobre o posicionamento da URS em relação à torre desaeradora. A tabela 5.1 resume as vantagens e desvantagens de cada arranjo relativo possível.
Tabela 5.1. Vantagens e desvantagens dos possíveis posicionamentos da URS em relação à desaeradora.
Posição Relativa URS à Montante Desaeradora à Montante
Vantagens
Favorece o processo; menor necessidade de permutadores de calor; menor planta de processo; requer menor espaço e representa menor peso na plataforma;
Favorece a operação; água na URS já desaerada; fácil controle de incrustação por bactérias; maior vidá útil das membranas; não há necessidade de controle cloro livre;
Desvantagens
Água do mar passa pela URS gaseificada; corrosão; entupimento de membranas por bactérias aeróbicas; menor vida útil das membranas; tratamento com sequestradores de cloro e hipoclorito;
Posicionamento de coolers não ideal; requer permutador de calor à montante da desaeradora; torre e tubulação à montante da URS 33% maiores; requer maior espaço e representa maior peso na plataforma; restrição em relação a torres de gas stripping
80 Esses fatores são recorrentes na indústria do petróleo. A tendência de mercado aponta não só para oscilações no preço do petróleo, como também para uma elevação geral no preço desta commodity. Por outro lado, dificuldades são sempre encontradas, e os profissionais do setor se mostraram capazes de superá-las, umas com mais facilidade, outras com menos. É essencial que pesquisadores e estudiosos continuem trabalhando para sempre superar estas dificuldades e manter a evolução dos sistemas de injeção de água crescente, como é hoje.
Outras inovações, mais recentes, são as instalações de equipamentos submarinos. Equipamentos atualmente utilizados na superfície começam a ser instalados no leito marinho por algumas empresas. É o caso do Subsea Water Injection
Treatment (SWIT) da Well Processing, onde o tratamento da água de injeção é feito no
fundo do mar. A água é captada em poços satélites, transportada por dutos para o sistema de tratamento (SWIT) e então injetada no reservatório. Segundo a empresa, este esquema pode resultar em economias de até 50% do CAPEX e 25% do OPEX. Tecnologias parecidas ao SWIT têm sido desenvolvidas no Brasil, pela Petrobras. O esquema chamado Subsea Raw Water Injection (SRWI) consiste na injeção de água recém captada, tratamento apenas por filtros e injeção da mesma no reservatório, economizando assim a necessidade de todo um sistema de injeção na plataforma, reduzindo custos significativamente.
Outro projeto da Petrobras, já em uso pela P-37, é o de separação submarina de óleo e água. Com a mesma ideia de instalação de equipamentos submarinos, o espaço na plataforma torna-se maior. Apesar de não ser diretamente relacionado com o sistema de injeção de água, este esquema da Petrobras pode ser usado futuramente em conjunto com o próprio SRWI, ou com algum projeto parecido com o SWIT. Seria então possível fazer a separação do óleo e reinjeção da água produzida sem a necessidade de levar estes fluidos à plataforma primeiramente.
5.2 Perspectivas Futuras
Evidentemente, todas as tecnologias mais recentes (de menos de 5 anos) explicadas acima têm diversas complicações. O esquema de SRWI, por exemplo, necessita essencialmente de compatibilidade da água da formação com a água do mar. Os sistemas de SWIT e separação submarina dependem ainda de alguns avanços. Assim sendo, pode-se prever que, baseado nos acontecimentos recentes, a indústria continuará
81 investindo nestas tecnologias e que estas se tornarão viáveis e amplamente utilizadas num futuro próximo. Por outro lado, novas tecnologias também aparecerão e precisarão de muito estudo e investimento para se tornarem viáveis.
Em conclusão, é de suma importância que os incentivos financeiros na pesquisa de novas tecnologias não cessem, para que a produção de óleo seja cada vez mais barata e que cada vez mais do OOIP seja produzido. Somando o fato de que o petróleo é uma fonte de energia não renovável à futura escassez de reservas e à dificuldade de encontrar jazidas facilmente exploráveis atualmente, resulta-se na necessidade de inovações e evoluções em toda a cadeia produtiva, inclusive nos sistemas de injeção de água.
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