Ouro negro sob diagnóstico

Técnica utiliza a ressonância magnética nuclear para impedir a paralisação da produção de petróleo

Ana Cristina Cocolo

plataforma de petróleo

(Imagem: Stéferson Faria / Ag. Petrobras)

Atualmente o Brasil se encontra na décima posição entre os maiores produtores de petróleo do mundo e na primeira entre os países da América Latina, graças ao pré-sal. Na geologia do petróleo, o pré-sal corresponde às reservas situadas a mais de 7 km de profundidade, entre a superfície do mar e os reservatórios, que ficam abaixo de uma extensa camada de sal.

Para se manter como grande produtor ou superar os líderes, os países precisam de tecnologias cada vez mais avançadas que forneçam informações sobre os métodos adequados de intervenção nos poços, de modo a evitar a precipitação (deposição) de asfaltenos – compostos orgânicos pesados, constituídos por componentes químicos como carbono, hidrogênio, nitrogênio e enxofre –, durante a extração do petróleo cru, e também a obstrução das tubulações de produção. Esse é um dos mais graves problemas operacionais enfrentados pela indústria de petróleo, os quais podem paralisar parcial ou totalmente a extração do “ouro negro”. 

pesquisador Lucio Barbosa

Prof. Lucio Barbosa, coordenador do estudo

“Tais compostos são sólidos e ficam suspensos no petróleo, que é líquido. Quando certas condições, como temperatura e pressão, sofrem alterações durante o processo de extração, esses compostos tendem a ficar instáveis, o que leva à sua deposição na coluna de produção”, explica Lúcio Leonel Barbosa, químico e professor do Instituto do Mar (IMar/Unifesp) - Campus Baixada Santista. 

De acordo com ele, isso ocorre porque a temperatura na camada de rocha da qual o petróleo é extraído é muito alta, podendo ultrapassar os 100°C. Quando o óleo passa pela coluna de produção, submetido à temperatura da água do mar, normalmente de até 20°C, ocorrem as alterações nos compostos orgânicos. Estes podem, então, ficar depositados nas tubulações, cuja área útil interna é reduzida, diminuindo a taxa de vazão do petróleo. 

Um estudo coordenado por Barbosa no Laboratório de Pesquisa em Engenharia/Química de Petróleo (Labpetro) do instituto propõe, no entanto, uma nova técnica, que está em fase de patenteamento. Esse recurso é capaz de prever, in loco, exatamente em que momento a deposição pode tornar-se um risco à produção, utilizando pela primeira vez a ressonância magnética nuclear (RMN) como aliada. “Com as informações sobre a temperatura e pressão locais e a análise de cristais pela ressonância, que emprega um aparelho portátil e despende só 30 segundos para o diagnóstico, é possível ao engenheiro de petróleo tomar medidas preventivas para evitar a precipitação, mudando as condições termodinâmicas da produção”, explica. 

A RMN também permite avaliar amostras do petróleo bruto quanto ao teor de água e determinar suas propriedades físicas (viscosidade, acidez e densidade) e químicas (relativas aos compostos orgânicos). Desse modo, é possível estabelecer para qual refinaria de derivados de petróleo (piche, lubrificantes ou combustíveis) a produção deverá ser encaminhada, de acordo com a quantidade e conteúdo de asfaltenos, bem como de outros compostos químicos como parafinas e aromáticos. “A RMN apresenta inúmeras vantagens sobre os métodos convencionalmente adotados pela American Society for Testing and Materials (ASTM), que utilizam solventes tóxicos e são mais demorados e onerosos”, afirma. 

Liderança na América Latina

No país, as reservas do pré-sal alcançam uma faixa de cerca de 800 km ao longo do litoral brasileiro e abrangem três bacias, relacionadas a seguir, que se estendem pelos respectivos Estados: Bacia do Espírito Santo (Estado do Espírito Santo), Bacia de Campos (Estados do Espírito Santo e Rio de Janeiro) e Bacia de Santos (Estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa Catarina). Esta última jazida é, inclusive, uma das mais promissoras. 

De acordo com o Anuário Estatístico 2017 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Brasil tornou-se o maior produtor de petróleo da América Latina, ultrapassando o México e a Venezuela. Entre as nações que não integram a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), foi a que apresentou a maior produção em 2016, superando a Noruega, na Europa, e Omã, país do extremo leste da Península Arábica.

A ANP divulgou que, até o mês de setembro deste ano, a produção do pré-sal correspondeu a 49,8% do total extraído em todo o Brasil. A produção diária, oriunda de 82 poços, foi de 1,351 milhão de barris de petróleo e de 52 milhões de metros cúbicos de gás natural.

Produção de petróleo na América Latina (mil barris/dia)

Fonte: ANP

 

2013

2014

2015

2016

2016/2015

Brasil

2.110

2.341

2.525

2.605

3,16 %

México

2.875

2.784

2.587

2.456

-5,05 %

Venezuela

2.680

2.692

2.644

2.410

-8,85 %

Colômbia

1.004

990

1.006

924

-8,12 %

Argentina

655

641

641

619

-3,31 %

Equador

527

557

543

545

0,40 %

Peru

167

169

145

135

-6,63 %

Trinidade e Tobago

115

114

109

96

-11,18 %

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BARBOSA, Lúcio L.; SAD, Cristina M. S.; MORGAN, Vinícius G.; FIGUEIRAS, Paulo R.; CASTRO, Eustáquio V. R. de. Application of low field NMR as an alternative technique to quantification of total acid number and sulphur content in petroleum from Brazilian reservoirs. Fuel: The Science and Technology of Fuel and Energy, [s.l.], v. 176, p. 146-152, 15 jul. 2016. Disponível em: <https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0016236116300205>. Acesso em: 10 nov. 2017.

BARBOSA, Lúcio L.; KOCK, Flávio V.C.; ALMEIDA, Vinícius M. D. L.; MENEZES, Sônia M. C.; CASTRO, Eustáquio V. R. de. Low-field nuclear magnetic resonance for petroleum distillate characterization. Fuel Processing Technology, [s.l.], v. 138, p. 202-209, out. 2015. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378382015300242?via%3Dihub>. Acesso em: 10 nov. 2017.

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CARNEIRO, Giovanna F.; SILVA, Renzo C.; BARBOSA, Lúcio L.; FREITAS, Jair C.C.; SAD, Cristina M. S.; TOSE, Lilian V.; VAZ, Boniek G.; ROMÃO, Wanderson; CASTRO, Eustáquio V. R. de; CUNHA NETO, Álvaro; LACERDA JR., Valdemar. Characterisation and selection of demulsifiers for water-in-crude oil emulsions using low-field 1H NMR and ESI–FT-ICR MS. Fuel: The Science and Technology of Fuel and Energy, [s.l.], v. 140, p. 762-769, 15 jan. 2015. Disponível em: <https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0016236114010151>. Acesso em: 10 nov. 2017.

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