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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA
E ENGENHARIA DE PETRÓLEO - PPGCEP
TESE DE DOUTORADO
O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE
DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS
NA PERSPECTIVA DA ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO
MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO
Natal / RN
2018
MARCUS VINICIUS DANTAS DE ASSUNÇÃO
O ESTUDO DA EFICIÊNCIA AMBIENTAL DOS CAMPOS ONSHORE
DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS
NA PERSPECTIVA DA ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO
Tese apresentada ao Programa de Pós-
Graduação de Ciência e Engenharia de
Petróleo da Universidade Federal do Rio
Grande do Norte, como parte dos requisitos
para obtenção do grau de Doutor em
Ciência e Engenharia de Petróleo.
Orientadora: Profª. Drª. Marcela Marques Vieira
Co-orientadora: Profª. Drª. Mariana Rodrigues de Almeida
Natal / RN
2018
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI
Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede
Assuncao, Marcus Vinicius Dantas de. O estudo da eficiência ambiental dos campos onshore das
bacias costeiras brasileiras na perspectiva da água produzida
de petróleo / Marcus Vinicius Dantas de Assuncao. - 2018. 205 f.: il.
Tese (doutorado) - Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-graduação em
Ciência e Engenharia de Petróleo. Natal, RN, 2018.
Orientadora: Profª. Drª. Marcela Marques Vieira.
Coorientadora: Profª. Drª. Mariana Rodrigues de Almeida.
1. Sustentabilidade ambiental - Tese. 2. Eficiência
ambiental - Tese. 3. Campos de petróleo - Tese. 4. Água
produzida - Tese. 5. Análise bidimensional - Tese. I. Vieira, Marcela Marques. II. Almeida, Mariana Rodrigues de. III.
Título.
RN/UF/BCZM CDU 504
Elaborado por FERNANDA DE MEDEIROS FERREIRA AQUINO - CRB-316
DEDICATÓRIA
À minha gênese, pais e família, pela compreensão nos
momentos de ausência, bem como pelas inúmeras
demonstrações de amor ao longo da vida.
À minha amada esposa, Ingrid, por tudo.
Aos meus amados filhos, Mateus e Filipe, que
nasceram durante o período de consecução desta
Tese, e me trouxeram paz e amor em todos os
momentos.
Aos professores da minha história.
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer primeiramente a Deus por ter me guiado e socorrido nos
momentos mais adversos desta jornada.
Tenho um agradecimento muito especial a minha orientadora, Dra. Marcela Vieira, que
apostou na minha pesquisa e sempre me incentivou de forma irreparável e consciente. Outra
pessoa fundamental foi a minha grande amiga e co-orientadora, Dra. Mariana Almeida, que
soube, com muita paciência e determinação, me ajudar em todos os momentos de concepção
desta Tese.
Rendo homenagens a outros mestres que me incentivaram durante esse processo: Dra.
Jennys Barillas, Dra. Kyteria Figueredo, Dr. Carlos Martinhon, Dra. Ana Cecília Chaves, Dra.
Ana Beatriz Jabbour, Dra. Danielly Medeiros entre outros. Às Professoras Dra. Valéria Araújo
e Dra. Marli Tacconi por todos os ensinamentos e acompanhamento em minha jornada
acadêmica. Ao Prof. Dr Reidson Gouvinhas e à Prof. Dayse da Mata que foram os alicerces do
conhecimento na área de gestão à época da graduação em Engenharia de Produção e a Lívia,
Marina e Thales (bolsistas do PEP) sempre dispostos a ajudar com os softwares.
Agradeço ao IFRN, Instituto de Ensino em que trabalho, pelo apoio incondicional na
execução desta pesquisa. Deixo os meus sinceros agradecimentos a todos os colegas da
Instituição, em especial, àqueles que acompanharam minha trajetória no doutorado e com os
quais aprendo diariamente: Carla Teixeira, Rafaelli Freire, Laize Asevedo, Verner Monteiro,
Luciana Bernardo, Aline Bueno, Dárcia Sâmia, Fábio Teixeira, Ernesto Tacconi, Diogo
Fernandes, Fernanda Barreto, Karla Motta, Rodrigo Pimentel, entre outros.
Agradeço a toda minha família (pai, mãe, esposa, tios, primos, sobrinhos, irmãs, sogros,
cunhados, cunhada) e amigos por todo amor, carinho e compreensão.
Por fim, agradeço aos meus alunos a quem contribuirei diretamente com os
conhecimentos absorvidos e resultados alcançados.
EPÍGRAFE
Ciência é o conhecimento organizado. Sabedoria é a
vida organizada. (Emmanuel Kant)
RESUMO
A indústria petrolífera possui uma significativa e importante parcela na matriz energética
mundial com uma produção estimada de 1/3 da energia global. Com o elevado consumo
mundial de petróleo, o gerenciamento dos recursos necessita ser melhor administrado a fim de
reduzirem os impactos ambientais associados. Uma das principais preocupações ambientais
associadas a exploração e produção dos campos de petróleo está relacionada a geração de água
produzida de petróleo. A água produzida de petróleo constitui um desafio de natureza
estratégica para as empresas, uma vez que gera a maior parcela dos resíduos da indústria do
petróleo. Nessa perspectiva, este trabalho tem como objetivo avaliar o desempenho da
sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos
onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. Os dados foram disponibilizados pela ANP
(Agência Nacional de Petróleo) em seu sítio eletrônico perfazendo um total de 156 campos
pertencentes às bacias de Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar e Sergipe. Os anos
analisados foram 2014, 2015 e 2016. Os resultados foram apresentados em seis etapas: etapa I
– apresentação dos resultados das estatísticas descritivas; etapa II – análise das regressões
múltiplas; etapa III – aplicação da mediana; etapa IV – Análise da modelagem dinâmica
(DDEA); etapa V - apresentação de uma análise gráfica bidimensional do DDEA; e, etapa VI
- análise das regressões logísticas. Utilizaram-se dois testes estatísticos para validação das
hipóteses: teste T e teste de Wald. Os resultados apresentaram efeito positivo das variáveis
poços direcionais, poços verticais e idade, e, tendo essas duas primeiras, papel fundamental na
determinação das eficiências ambientais. Os campos de petróleo produziram baixos índices de
eficiência dinâmica tanto para o Grupo 1 (27,30%) quanto para o Grupo 2 (38,58%),
representados por meio da representação gráfica bidimensional dinâmica e seus índices
confirmados por meio da regressão logística. Os resultados autorizam dizer que há um mau
gerenciamento dos recursos tecnológicos dos campos onshore das bacias costeiras brasileiras,
provocando quantidades excessivas da água produzida de petróleo.
Palavras-chave: Sustentabilidade ambiental. Campos de petróleo. Eficiência ambiental.
Análise Bidimensional. Água produzida.
ABSTRACT
The oil industry has a significant and important share in the world energy matrix with an
estimated production of 1/3 of the global energy. With the high world oil consumption, resource
management needs to be better managed in order to reduce the associated environmental
impacts. One of the main environmental concerns associated with the exploration and
production of oil fields is related to the generation of water produced from petroleum. The water
produced from the production of oil and gas is a strategic challenge for companies, as it
generates the largest share of waste from the oil industry. In this perspective, this work aims to
evaluate the performance of environmental sustainability, based on the generation of oil
produced water, from the onshore fields of the coastal oil basins of Brazil. The data were made
available by the ANP (National Agency of Petroleum) in its electronic site making a total of
156 oilfields belonging to the basins of Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar and Sergipe.
The years analyzed were 2014, 2015 and 2016. The results were presented in six stages: stage
I - presentation of the results of the descriptive statistics; stage II - analysis of multiple
regressions; stage III - application of the median; stage IV - Dynamic modeling analysis
(DDEA); Stage V - presentation of a two-dimensional graphical analysis of DDEA; and stage
VI - analysis of logistic regressions. Two statistical tests were used to validate the hypotheses:
T-test and Wald test. The expected results will help the managers in the managerial decision
making from the model proposed for the petroleum sector. The results had a positive effect on
the variables directional wells, vertical wells and age, and, with these two first ones, a
fundamental role in the determination of the environmental efficiencies. The oilfields produced
low rates of dynamic efficiency for both Group 1 (27.30%) and Group 2 (38.58%), represented
by dynamic two-dimensional graphical representation and their indices confirmed by logistic
regression. The results allow to say that there is a poor management of the technological
resources of the onshore fields of the Brazilian coastal basins, causing excessive amounts of the
oil produced water.
Keywords: Environmental sustainability. Oil fields. Environmental efficiency. Two-
dimensional Analysis. Water Produced.
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................................ 19
1.1 PROBLEMA DE PESQUISA....................................................................................................................... 19
1.2 OBJETIVOS .................................................................................................................................................. 21
1.3 JUSTIFICATIVA .......................................................................................................................................... 22
1.4 ESTRUTURA DA TESE .............................................................................................................................. 23
2 ASPECTOS TEÓRICOS ................................................................................................................................. 28
2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS .................................................................................................... 28
2.2 A CADEIA DO PETRÓLEO ....................................................................................................................... 31
2.2.1 TIPOS DE ÓLEO ....................................................................................................................................... 33
2.2.2 TIPOS DE POÇOS ..................................................................................................................................... 34
2.2.3 OS IMPACTOS AMBIENTAIS DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA .................................................... 36
2.3 ÁGUA PRODUZIDA .................................................................................................................................... 38
2.3.1 VOLUME DE GERAÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA DE PETRÓLEO .............................................. 41
2.4 SUSTENTABILIDADE E EFICIÊNCIA .................................................................................................... 44
2.4.1 AVALIAÇÃO DE SUSTENTABILIDADE ............................................................................................. 46
2.4.2 DESEMPENHO DA SUSTENTABILIDADE AMBIENTAL ................................................................ 47
2.5 DEA DINÂMICO .......................................................................................................................................... 52
2.6 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL ................................................................................ 54
2.6.1 DESCRIÇÃO DO MODELO DE BANA E COSTA ET AL. (2016) DE REPRESENTAÇÃO
GRÁFICA BIDIMENSIONAL .......................................................................................................................... 56
3 ESTADO DA ARTE ......................................................................................................................................... 61
3.1 TIPOS DE POÇOS ........................................................................................................................................ 61
3.2 ÁGUA PRODUZIDA .................................................................................................................................... 62
3.3 MODELOS DE EFICIÊNCIA AMBIENTAL ............................................................................................ 66
3.3.1 MODELOS DE EFICIÊNCIA AMBIENTAL COM SAÍDAS INDESEJÁVEIS ................................. 66
3.3.2 MODELOS DE EFICIÊNCIA DE GESTÃO AMBIENTAL ................................................................. 70
3.3.3 MODELOS DINÂMICOS DE EFICIÊNCIA .......................................................................................... 74
3.3.4 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DEA ................................................................... 79
3.3.5 MODELOS DE EFICIÊNCIA APLICADOS À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ................................. 81
4 MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................................................................ 87
4.1 POPULAÇÃO E COLETA DE DADOS ..................................................................................................... 87
4.2 VARIÁVEIS DE ESTUDO ........................................................................................................................... 87
4.3 MÉTODO E ANÁLISE DOS DADOS ........................................................................................................ 89
4.4 FERRAMENTAS .......................................................................................................................................... 93
4.4.1 REGRESSÃO MULTIVARIADA ............................................................................................................ 93
4.4.2 DATA ENVELOPMENT ANALYSIS ........................................................................................................ 93
4.4.3 REGRESSÃO LOGÍSTICA ...................................................................................................................... 94
5 RESULTADOS E DISCUSSÃO...................................................................................................................... 97
5.1 ESTATÍSTICAS DESCRITIVAS ................................................................................................................ 99
5.1.1 CARACTERÍSTICAS DOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS ... 99
5.1.2 PRODUÇÃO DOS CAMPOS .................................................................................................................. 102
5.2 RESULTADOS DA REGRESSÃO MÚLTIPLA ..................................................................................... 110
5.2.1 REGRESSÃO MULTIVARIADA APLICADA AOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS
COSTEIRAS BRASILEIRAS PARA O ANO DE 2014 ................................................................................. 110
5.2.1.1 DADOS DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2014 ........................................ 110
5.2.1.2 COEFICIENTES DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2014 ........................ 111
5.2.2 REGRESSÃO MULTIVARIADA APLICADA AOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS
COSTEIRAS BRASILEIRAS PARA O ANO DE 2015 ................................................................................. 113
5.2.2.1 DADOS DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2015 ........................................ 113
5.2.2.2 COEFICIENTES DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2015 ........................ 113
5.2.3 REGRESSÃO MULTIVARIADA APLICADA AOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS
COSTEIRAS BRASILEIRAS PARA O ANO DE 2016 ................................................................................. 116
5.2.3.1 DADOS DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2016 ........................................ 116
5.2.3.2 COEFICIENTES DA REGRESSÃO MULTIVARIADA PARA O ANO DE 2016 ........................ 116
5.2.4 TESTE DE HIPÓTESES DAS REGRESSÕES MULTIVARIADAS ................................................. 119
5.3 APLICAÇÃO DA MEDIANA .................................................................................................................... 121
5.4 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS ONSHORE DAS BACIAS COSTEIRAS
BRASILEIRAS .................................................................................................................................................. 123
5.4.1 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS DO GRUPO 1 ........................................ 124
5.4.2 ANÁLISE DA EFICIÊNCIA DINÂMICA DOS CAMPOS DO GRUPO 2 ........................................ 130
5.4.3 COMPARAÇÃO ENTRE OS GRUPOS 1 E 2 ...................................................................................... 136
5.5 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL .............................................................................. 139
5.5.1 PASSO A PASSO DA REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DDEA
RELACIONAL ORIENTADO A INPUT ....................................................................................................... 139
5.5.2 PASSO A PASSO DA REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DDEA
RELACIONAL ORIENTADO A OUTPUT ................................................................................................... 143
5.5.3 APLICAÇÃO DO MODELO DE REPRESENTAÇÃO GRÁFICA BIDIMENSIONAL DO DEA
DINÂMICO ÀS BACIAS COSTEIRAS BRASILEIRAS ONSHORE - ORIENTAÇÃO INPUT .............. 143
5.6 REGRESSÃO LOGÍSTICA ...................................................................................................................... 148
5.6.1 REGRESSÕES LOGÍSTICAS DO GRUPO 1 ...................................................................................... 150
5.6.2 REGRESSÕES LOGÍSTICAS DO GRUPO 2 ...................................................................................... 153
6 CONCLUSÃO ................................................................................................................................................ 158
REFERÊNCIAS ................................................................................................................................................ 161
APÊNDICE A - DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO
ORIENTADO AO INPUT DO GRUPO 1 ....................................................................................................... 177
APÊNDICE B - DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO
ORIENTADO AO INPUT DO GRUPO 1 ....................................................................................................... 184
APÊNDICE C – DADOS, ÍNDICE DE EFICIÊNCIA E PESOS UTILIZANDO O DEA DINÂMICO
ORIENTADO AO INPUT DO GRUPO 2 ....................................................................................................... 187
APÊNDICE D - PESOS NORMALIZADOS E INPUTS E OUTPUTS VIRTUAIS PARA O GRUPO 2 .. 196
APÊNDICE E – FIGURAS REFERENTES ÀS REPRESENTAÇÕES BIDIMENSIONAIS DO GRUPO 1
............................................................................................................................................................................. 199
APÊNDICE F – FIGURAS REFERENTES ÀS REPRESENTAÇÕES BIDIMENSIONAIS DO GRUPO 2
............................................................................................................................................................................. 200
APÊNDICE G – RESULTADOS DA REGRESSÃO LOGÍSTICA DO GRUPO 1 .................................... 202
APÊNDICE H – RESULTADOS DA REGRESSÃO LOGÍSTICA DO GRUPO 2 .................................... 204
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Arquitetura da pesquisa 25
Figura 2.1 Campos petrolíferos no Brasil onshore e offshore 29
Figura 2.2 Relação Produção/Consumo de petróleo dos principais países
produtores
30
Figura 2.3 Cadeia de petróleo 31
Figura 2.4 Distribuição dos tipos de óleo das reservas de petróleo 34
Figura 2.5 Evolução dos estudos de representação gráfica bidimensional 55
Figura 2.6 Representação gráfica bidimensional com faixas de eficiência
determinas por ângulos
56
Figura 2.7 Modelo de representação bidimensional CCR orientado a output 59
Figura 4.1 Delineamento das etapas da pesquisa 90
Figura 4.2 Modelo DEA dinâmico 92
Figura 5.1 Sistematização da apresentação dos resultados 98
Figura 5.2 Características das bacias costeiras com campos onshore 100
Figura 5.3a Quantidade de poços por bacia petrolífera (2014) 101
Figura 5.3b Quantidade de poços por bacia petrolífera (2015) 101
Figura 5.3c Quantidade de poços por bacia petrolífera (2016) 102
Figura 5.4 Produção acumulada anual média de óleo e água produzida por poço
das bacias costeiras brasileira (onshore)
103
Figura 5.5 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Alagoas para os anos
de 2014, 2015 e 2016
104
Figura 5.6 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Camamu para os anos
de 2014, 2015 e 2016
105
Figura 5.7 Produção acumulada de óleo e água da bacia do Espírito Santo para
os anos de 2014, 2015 e 2016
106
Figura 5.8 Produção acumulada de óleo e água da bacia Potiguar para os anos de
2014, 2015 e 2016
106
Figura 5.9 Produção acumulada de óleo e água da bacia de Sergipe para os anos
de 2014, 2015 e 2016
107
Figura 5.10 Produção proporcional de água e óleo para as bacias costeiras
brasileiras
109
Figura 5.11 Razão água/ óleo das bacias costeiras brasileiras para os anos de
2014, 2015 e 2016
109
Figura 5.12 Modelo DEA dinâmico para eficiência ambiental dos campos de
petróleo
124
Figura 5.13 Eficiências parciais e global do Grupo 1 125
Figura 5.14 Comparativo entre eficiência e número de poços por campo Grupo 1 129
Figura 5.15 Comparativo entre eficiência e idade do campo Grupo 1 129
Figura 5.16 Eficiências parciais e global do Grupo 2 131
Figura 5.17 Comparativo entre eficiência e quantidade de poços Grupo 2 135
Figura 5.18 Comparativo entre eficiência e idade do campo Grupo 2 136
Figura 5.19 Representação gráfica bidimensional dos inputs virtuais globais (I’) e
outputs virtuais globais (O’) para os anos analisados do Grupo 1
145
Figura 5.20 Representação gráfica bidimensional dos inputs e outputs virtuais
apresentados na Figura 5.19 com valores inferiores a 0,09
146
Figura 5.21 Representação gráfica bidimensional dos inputs virtuais globais (I’) e
outputs virtuais globais (O’) para os anos analisados do Grupo 2
147
Figura 5.22 Representação gráfica bidimensional dos inputs e outputs virtuais
apresentados na Figura 5.21 com valores inferiores a 0,6
147
Figura 5.23
Figura 5.24
Variáveis do modelo de Regressão Logística
Resultados da Regressão Logística para o Grupo 1
149
152
Figura 5.25 Resultados da Regressão Logística para o Grupo 2
155
LISTA DE QUADROS
Quadro 2.1 Impactos ambientais na indústria do petróleo 37
Quadro 2.2 Fatores que interferem na geração de água produzida 42
Quadro 2.3 Modelo clássico DEA CCR primal e dual 50
Quadro 2.4 Modelo clássico DEA BCC primal e dual 51
Quadro 3.1 Variáveis utilizadas em trabalhos com outputs indesejáveis 68
Quadro 3.2 Variáveis utilizadas nos trabalhos de eficiência em gestão ambiental 72
Quadro 3.3 Variáveis utilizadas pelos trabalhos nos modelos de DEA dinâmico 75
Quadro 3.4 Variáveis utilizadas pelos trabalhos nos modelos de eficiência
aplicados à indústria do petróleo
82
Quadro 4.1 Variáveis da pesquisa 88
Quadro 5.2 Classificação dos campos por grupo de análise 122
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 Descrição das variáveis do estudo 94
Tabela 5.1 Correlação entre as variáveis da pesquisa para o ano de 2014 111
Tabela 5.2 Testes e pressupostos para o ano de 2014 111
Tabela 5.3 Modelo da regressão para o ano de 2014 112
Tabela 5.4 Correlação entre as variáveis da pesquisa para o ano de 2015 114
Tabela 5.5 Testes e pressupostos para o ano de 2015 114
Tabela 5.6 Modelo da regressão para o ano de 2015 115
Tabela 5.7 Correlação entre as variáveis da pesquisa para o ano de 2016 117
Tabela 5.8 Testes e pressupostos para o ano de 2016 117
Tabela 5.9 Modelo da regressão para o ano de 2016 118
Tabela 5.10 Resultados dos testes T para as Hipóteses da pesquisa da Regressão
Multivariada
119
Tabela 5.11 Descritivas por Bacia costeira Grupo 1 122
Tabela 5.12 Eficiências global e por ano do Grupo 1 126
Tabela 5.13 Descritivas por Bacia costeira Grupo 2 130
Tabela 5.14 Eficiências global e por ano do Grupo 2 132
Tabela 5.15 Caracterização das Bacias do Grupo 1 137
Tabela 5.16 Caracterização das Bacias do Grupo 2 138
Tabela 5.17 Eficiências por bacias considerando reinjeção de água 139
Tabela 5.18 Coeficientes e testes da Regressão Logística do Grupo 1 150
Tabela 5.19 Coeficientes e testes da Regressão Logística do Grupo 2 153
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
ANN Artificial Neural Networks
ANP Agência Nacional de Petróleo
APEC Cooperação Econômica Ásia-Pacífico
API American Petroleum Institute
AP Água produzida
BCC Banker, Charnes e Cooper (1984)
BRICS Brasil, Russia, Índia, China e Africa do Sul
CCR Charnes, Cooper e Rhodes (1978)
Ca Cálcio
CF Pegada de carbono
CH4 Metano
CONAMA Conselho Nacional de Meio Ambiente
CO2 Dióxido de carbono
CRS Constant Returns to Scale
Cu Cobre
DC Desirable Congestion
DDEA Dynamic Data Envelopment Analysis
DDF Directional distance function
DEA Data Envelopment Analysis
DEEM Dynamic Energy Efficiency Model
DMU Decision Making Unit
DSBM Dynamic Slacks-based Measure Model
DTS Disposability and Damages to Scale
EBM Epsilon-Based Measure
ECDTFP Efeito de Energia-Fator Dinâmico Produtividade Total
Fe Ferro
FO Osmose avançada
G7 Grupo dos sete países mais ricos do planeta
GF AAS Espectrometria de Absorção Atômica de Fornalha de Grafite
GLP Gás liquefeito de petróleo
IDA Index Decomposition Analysis
MD Destilação de membrana
Mg Magnésio
MLT Multiplicative Inverse Transformation
MOO Otimização multiobjetiva
MSW Municipal Solid Waste
MVC Compressão mecânica de vapor
N2 Gás nitrogênio
NDEA Network Data Envelopment Analysis
Ni Níquel
NIRS Non- increasing Returns to Scale
NMMCPI Non-radial Metafrontier Malmquist CO2 Emission Performance Index
NO2 Óxido Nítrico
NOx Óxidos de Nitrogênio
NORM Materiais radioativos de ocorrência natural
OCDE Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico
OSPAR
The Convention for the Protection of the Marine Environment of the
North-East Atlantic
P&D Pesquisa e Desenvolvimento
PH Potencial hidrogeniônico
PIB Produto Interno Bruto
ROE Retorno sobre o capital
SO2 Dióxido de Enxofre
RTS Returns to Scale
SAGD Steam Assisted Gravity Drainage
SBM Slack-based measure
SD Desenvolvimento sustentável
SFA Frontier Efficiency Analysis
Sn Estrôncio
SPSS Statistical Package for the Social Sciences
TDS Concentração total de sólidos dissolvidos
TI Tecnologia da informação
TOG Concentração limite de óleos e graxas
EU Unified Efficiency
UEM Unified Efficiency under Managerial disposability
UEN Unified Efficiency under Natural disposability
UENM Unified Efficiency under Natura Managerial Disposability
VFDRAM Virtual Frontier Dynamic Range Adjusted Model
WCED The World Commission on Environment and Development
WrD-DEA Weight-restricted Dynamic DEA
Capítulo 1
Introdução
19
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
1 INTRODUÇÃO
O capítulo é composto pela apresentação inicial do tema, a contextualização do
problema de pesquisa, os objetivos da pesquisa e a justificativa por meio de sua relevância
teórica e prática. Nele também a estrutura da Tese que busca trazer uma compreensão mais
detalhada acerca da arquitetura do trabalho desenvolvido.
1.1 PROBLEMA DE PESQUISA
Durante a última década, as empresas enfrentaram pressões crescentes para melhorar a
sustentabilidade ambiental além da performance financeira. As demandas da sustentabilidade
corporativa são motivadas por vários fatores de negócios, incluindo os externos: o risco de
mandatos regulatórios, o receio em perda de vendas, um potencial declínio na reputação e o
interno: o potencial de melhoria da produtividade por meio da inovação tecnológica na proteção
ambiental (WANG; LI; SUEYOSHI, 2014).
Após ampla disseminação da ideia de Desenvolvimento Sustentável (WCED, 1987),
surgiram novas maneiras de entender a posição da organização em relação à sustentabilidade.
Como consequência, tornou-se quase unânime entre os líderes das empresas que os temas
relacionados à sustentabilidade, como questões ambientais, sociais e de governança, deveriam
estar integradas às estratégias organizacionais. Além disso, talvez a mais conhecida seja a
abordagem Tree botton line (ELKINGTON, 1999) que captura o desempenho da empresa em
dimensões econômicas, sociais e ambientais.
Práticas de manufatura sustentáveis perfazem algumas das iniciativas ambientais
significativas tomadas pelas indústrias para preservar o ambiente e melhorar a qualidade da
vida humana ao executar atividades fabris. No contexto de sustentabilidade, o impacto das
atividades de manufatura nos aspectos ambientais e sociais devem ser considerados como base
à avaliação do desempenho do setor, que é intitulado como desempenho de sustentabilidade
(ABDUL-RASHID, 2017).
Esse desempenho de sustentabilidade é um dos principais desafios da manufatura
mundial, sobretudo na indústria de transformação dos recursos naturais, a qual está inserida a
multicadeia do petróleo e gás e que abarca desde a exploração do petróleo, com seus múltiplos
processos, até a venda de combustíveis, gás natural, GLP (Gás Liquefeito de Petróleo),
querosene de aviação, entre outros (THOMAS et al., 2004)
A forma mais adequada de medir o desempenho ambiental é por meio da mensuração da
eficiência produtiva (FÄRE; GROSSKOPF; PASURKA, 1986). O estudo tem sido tema para
20
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
diversos pesquisadores sob múltiplas perspectivas nos mais diversos países, quais sejam: China
(ZHANG et al., 2008; WANG; YU, WEN, 2010; YU; ZHANG, 2013; CHANG, et al., 2013;
QIN et al., 2017), Brasil (FRANCISCO; ALMEIDA; SILVA, 2013), Dinamarca
(MUNKSGAARD et al., 2007), Espanha (LOZANO et al., 2010; GÓMEZ-LIMÓN et al.,
2012), Estados Unidos (SUEYOSHI; GOTO; UENO, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2013;
WANG; LI; SUEYOSHI, 2014), França (LAHOUEL, 2016), Índia (HARALAMBIDES;
GUJAR, 2012), Japão (SUEYOSHI; GOTO, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2012; SUEYOSHI;
GOTO, 2014) e Países Baixos (REINHARD et al., 2000; SKEVAS; STEFANOU; LANSINK,
2014).
As pesquisas avançam acerca da temática que envolve a medição da eficiência ambiental,
contudo ainda se mostra insipiente quanto às questões que envolvem a indústria do petróleo.
Poucos trabalhos foram desenvolvidos, destacando-se os produzidos sob a realidade do Brasil
(FRANCISCO; ALMEIDA; SILVA, 2013), dos Estados Unidos (MEKAROONREUNG;
JOHNSON, 2010; SUEYOSHI; GOTO, 2012; SUEYOSHI; GOTO, 2012a; SUEYOSHI;
WANG, 2014) e Espanha (MARTÍN-GAMBOA; IRIBARREN; DUFOUR, 2018).
A cadeia do petróleo e gás, aliada às preocupações ambientais dessa temática, traçam um
novo panorama para o setor industrial, balizado pelos ideais da sustentabilidade. Estratégias de
sustentabilidade têm obtido protagonismo nas organizações, tornando-se condição primordial à
competitividade de empresas globais.
Entretanto, com a massificação dos processos que permeiam a indústria petrolífera e o
aumento da demanda planetária por energia, há um crescimento dos problemas ambientais
associados à busca desenfreada por recursos naturais. Esses, resultantes da exploração de poços
com diversas profundidades e direções em diferentes regiões do Brasil, os quais são capazes de
provocar danos irreparáveis à flora e fauna de um habitat, além de poder comprometer a
qualidade do solo, do ar e das águas, produzindo danos claros à sustentabilidade ambiental
(ASSUNÇÃO; VIEIRA; ALMEIDA, In Press).
Uma das principais preocupações ambientais associadas à exploração e produção dos
poços de petróleo está relacionada à geração de água produzida de petróleo. A água produzida
de petróleo constitui um desafio de natureza estratégica para as empresas, uma vez que gera a
maior parcela dos resíduos da indústria do petróleo (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006).
O seu gerenciamento requer um tratamento especial e descarte mais adequado, dada a sua
composição de contaminantes nocivos ao meio ambiente e, se não manuseados adequadamente,
podem trazer prejuízos ambientais significativos.
21
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Portanto, considerando esse output indesejável (água produzida), que impacta na
mensuração da eficiência ambiental da cadeia do petróleo, apoiado pelo contexto apresentado,
a Tese pretende investigar o elo Exploração/Produção da cadeia petrolífera no Brasil, tendo em
vista a geração de água produzida nos campos de petróleo costeiros brasileiros.
O problema de pesquisa trata de uma análise do desempenho da sustentabilidade
ambiental a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos onshore das bacias
petrolíferas costeiras do Brasil, sob a ótica da mensuração dos índices de eficiência ambiental
e causalidade. Busca-se, portanto, respostas às seguintes questões:
1. Qual a influência da geometria dos poços de petróleo em relação à geração de
água produzida no elo exploração/produção dos campos de petróleo onshore
das bacias costeiras brasileiras?
2. Qual a influência da idade do campo e grau API em relação à geração de água
produzida no elo exploração/produção nos campos de petróleo onshore das
bacias costeiras brasileiras?
3. Como medir o desempenho ambiental dos campos de petróleo no elo
extração/produção nos campos de petróleo onshore das bacias costeiras
brasileiras, sob a ótica da geração de água produzida?
1.2 OBJETIVOS
Nessa perspectiva, o objetivo geral da pesquisa consiste em avaliar o desempenho da
sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo dos campos
onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. No intuito de oferecer suporte à pesquisa,
desenvolveram-se objetivos específicos:
1. Sistematizar as informações do portal da ANP (Agência Nacional de Petróleo)
em um banco de dados dos campos petrolíferos onshore das bacias costeiras do
Brasil;
2. Analisar as causalidades entre as características tipos de poços, Idade do campo
e Grau API dos campos costeiros do Brasil e o volume de água produzida;
3. Calcular a eficiência dos campos costeiros brasileiros sob a perspectiva de output
indesejável (água produzida) em uma abordagem dinâmica;
4. Desenvolver um método de análise bidimensional para a modelagem dinâmica
da mensuração de eficiência ambiental;
22
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
5. Propor um modelo de desempenho de sustentabilidade ambiental para o elo
exploração/produção dos campos costeiros do Brasil (Onshore) a partir de um
output indesejável (água produzida).
Frente ao exposto, os objetivos alinhados ao problema de pesquisa justificam-se pela
lacuna na literatura brasileira e mundial, no que diz respeito aos estudos de desempenho da
sustentabilidade ambiental em campos de petróleo considerando a geração de água produzida,
sobretudo, por se tratar de uma pesquisa inédita e de cunho exploratório.
1.3 JUSTIFICATIVA
O desenvolvimento sustentável e as práticas de produção mais limpa têm chamado a
atenção da sociedade e da academia, frente às mudanças eco-climáticas que o planeta enfrenta.
A preservação do meio ambiente vem ganhando força no cenário político e social e revelando-
se um tema cada vez mais recorrente nas pesquisas e debates sobre Sustentabilidade
Socioambiental (TYTECA, 1996; SUEYOSHI; YUAN; GOTO, 2017), sobretudo no campo de
eficiência energética e ambiental.
As preocupações com o meio-ambiente surgem a partir da influência governamental,
social e mercadológica desafiando as empresas a adaptarem sua gestão às demandas ambientais.
A nova era ambiental representa um novo desafio para as organizações empresariais em todo o
mundo, desenvolvendo formas em que o desenvolvimento industrial e a proteção ao meio
ambiente possam coexistir. O primeiro passo para enfrentar esse desafio é redefinir a estrutura
básica da cadeia de suprimentos, acomodando preocupações ambientais associadas aos resíduos
e minimização na utilização dos recursos (BEAMON, 1999).
Observa-se, em um primeiro momento, que os impactos financeiros, causados pelo
controle da poluição, reciclagem e logística reversa, concentravam os objetos de pesquisa sobre
sustentabilidade (MARKLEY; DAVIS, 2007). Destaca-se, então, a ausência de trabalhos em
desempenho da sustentabilidade ambiental, sobretudo na cadeia do petróleo e gás.
Com o aumento da demanda por petróleo, proporcionalmente, eleva-se a quantidade
produzida de água no processo de exploração/produção de óleo e gás. Consequentemente, há
um crescimento desses fluidos contaminados, o que requer uma forte intervenção de práticas
sustentáveis a fim de evitar danos ao meio ambiente.
Logo, o trabalho em questão propõe uma discussão focal acerca da mensuração do
desempenho da sustentabilidade ambiental, baseado na geração de água produzida de petróleo
dos campos onshore das bacias costeiras de petróleo no Brasil.
23
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Faz-se importante registrar que a segunda etapa de consecução da pesquisa trata de uma
análise de causalidade entre os tipos de poços de petróleo (variáveis tecnológicas), a idade e o
Grau API e a variável-objetivo desta pesquisa, água produzida de petróleo, justificando-se pela
ausência de estudos que tratam econometricamente dessa abordagem no campo científico. Os
resultados dessa investigação produzirão conhecimento para subsidiar decisões centradas na
mensuração probabilística de potenciais riscos ambientais causados pela geração de água
produzida a partir da exploração de poços.
O tema é atual, por se tratar de uma problemática cotidiana que advém da necessidade
contínua de aumento da massa energética mundial, cuja principal consequência é o aumento
descontrolado de água produzida de petróleo, causando danos importantes ao meio ambiente.
A Tese, original e inédita, aborda questões associadas à sustentabilidade ambiental na
cadeia do petróleo até então inertes na literatura, quais sejam:
(1) Análise de causalidade entre variáveis de entrada (poços verticais, poços horizontais
e poços direcionais, idade do campo e grau API) e a variável de saída indesejável
(água produzida);
(2) O objeto da pesquisa são campos de petróleo, mais especificamente campos onshore
das bacias costeiras brasileiras;
(3) Aplicação do modelo de eficiência ambiental dinâmica na indústria do petróleo;
(4) Análise bidimensional do input e output virtuais do modelo dinâmico proposto, cuja
metodologia será desenvolvida e apresentada nessa Tese de doutorado; e,
(5) A variável água produzida será utilizada em modelos de eficiência.
Assim, o modelo produzido por este trabalho poderá auxiliar as empresas e as agências
que controlam e pesquisam a área do petróleo na compreensão dos riscos ambientais oriundos
da produção indesejada de água.
1.4 ESTRUTURA DA TESE
A Tese é composta por seis capítulos. O primeiro Capítulo é dedicado à introdução, o
segundo Capítulo aborda a literatura da água produzida e das variáveis de petróleo, bem como
a formulação das hipóteses referentes às variáveis; o terceiro Capítulo discorre sobre o
desempenho da sustentabilidade ambiental; o quarto Capítulo trata dos métodos e materiais
utilizados, das ferramentas estatísticas e do modelo proposto; o quinto Capítulo traz os
resultados e discussão permeados pela análise dos dados. Por fim, conclui-se o estudo mediante
24
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
à obtenção de respostas para os objetivos específicos propostos. A estrutura da pesquisa está
sistematizada por meio da Figura 1.1.
25
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Fonte: Autor, 2017.
Figura 1.1 Arquitetura da pesquisa
26
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
O Capítulo 1 da Tese versa sobre a introdução, cujo conteúdo aborda, de forma
sistemática, a formulação do problema de pesquisa a partir da contextualização sobre
sustentabilidade ambiental, cadeia do petróleo, eficiência e água produzida. Constam ainda
nesse capítulo os objetivos e a justificativa para a consecução da pesquisa.
Os Capítulos 2 e 3 tratam das perspectivas teóricas do estudo divididas em subseções
com o intuito de facilitar o entendimento sobre a temática em questão. São discutidos ainda os
referenciais teóricos que ensejam o estudo desde a geração de água produzida até os estudos
relativos à eficiência, sobretudo, na indústria do petróleo e gás.
O Capítulo 4 apresenta os procedimentos metodológicos utilizados com foco no método
e materiais. Inicia-se com a caracterização do estudo, detalhando a população e a amostra,
apresentando como foram coletados os dados da pesquisa. Há ainda a discriminação das
variáveis de estudo, as ferramentas estatísticas escolhidas para a análise e os procedimentos
para realizar a interpretação dos dados do trabalho.
No Capítulo 5 são realizadas as análises e a discussão, baseadas nos resultados
alcançados pela aplicação dos métodos multivariados de regressão, das estatísticas descritivas
que permitirão delinear o perfil dos campos de petróleo no Brasil e do DEA dinâmico com a
abordagem gráfica bidimensional. Os resultados são confrontados com as perspectivas teóricas
apresentadas no Capítulo 2 e 3. No Capítulo 6 chegam-se às conclusões, verificando se os
objetivos propostos foram alcançados.
27
Capítulo 1 - Introdução
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Capítulo 2
Aspectos Teóricos
28
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
2 ASPECTOS TEÓRICOS
O capítulo tem como objetivo compreender a cadeia petrolífera e suas variáveis
tecnológicas e geológicas, no intuito de se desenvolver um modelo capaz de mensurar o
potencial de sustentabilidade ambiental dos campos petrolíferos onshore das bacias costeiras
brasileiras.
2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS
O petróleo é um combustível fóssil empregado em múltiplas indústrias de
transformação, sobretudo na indústria automobilística, tanto como matéria-prima, quanto como
constituinte de diversos produtos: plásticos, calçados, asfalto, cosméticos, entre outros. O
petróleo apresenta um vasto potencial energético, uma vez que grande parte da produção de
energia global é baseada nesse fóssil. Estudos recentes (BP Statistical Review of World Energy,
2017) demonstram que, apesar de haver um aumento na utilização das energias renováveis,
houve nos últimos anos um crescimento tanto na produção, quanto no consumo do petróleo e
dos seus derivados.
Dados globais apontam, segundo o BP Statistical Review of World Energy (2017), que
o Oriente Médio detém a maior parte das reservas mundiais, cujo aumento no último ano
alcançou 1,3% em suas reservas de petróleo, atingindo o patamar de 813,5 bilhões de barris
(47,7% do total mundial). No que concerne à realidade individual por nação, a Venezuela se
apresenta como detentora do maior volume de reservas petrolíferas em todo planeta, com 300,9
bilhões de barris (17,6% do total mundial), tendo ultrapassado a Arábia Saudita em 2010 (ANP,
2015). Já o Brasil reduziu suas reservas em 3,07%, se comparado ao ano de 2015, alcançando
um total de 12,6 bilhões de barris de petróleo comprovados distribuídos por 12 bacias, em 11
estados da federação.
Cabe destacar as bacias Potiguar, Recôncavo e de Campos, cuja representação supera
os 50% de campos petrolíferos brasileiros. O Brasil possui 472 campos de petróleo, sendo 135
campos offshore e 337 campos onshore. A região Sudeste do Brasil destaca-se na produção
offshore perfazendo mais de 90% de todo óleo produzido no país para essa modalidade,
enquanto que o Nordeste brasileiro concentra mais de 70% da produção onshore nacional, como
demonstrado na Figura 2.1.
29
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Figura 2.1 – Campos petrolíferos no Brasil onshore e offshore
Fonte: Adaptado da ANP (2017).
No que tange à produção, segundo o BP Statistical Review of World Energy (2017),
apesar de ter aumentado sua produção de óleo em 11% entre 2015 e 2016, o Brasil figura na
10ª posição no ranking mundial e que é liderado pelos Estados Unidos (12,35 milhões de
barris/dia), seguido pela Arábia Saudita (12,34 milhões de barris/dia) e Rússia (11,22 milhões
de barris/dia). Se considerados os países produtores das Américas do Sul e Central, o Brasil
concentra um total de 30,85% da produção dessa região. Já em relação ao consumo, os Estados
Unidos lideram este cenário com 20,3% de tudo o que é consumido diariamente no planeta em
relação ao petróleo e seus derivados. O Brasil ocupa a 7ª posição com um consumo de 3 milhões
de barris/dia, equivalente a 3,1% do consumo mundial, o que não lhe garante a autossuficiência
produtiva de óleo.
Apesar de possuírem um grande parque industrial produtor de petróleo e seus derivados,
alguns países não atingiram a autossuficiência. A Figura 2.2 apresenta a relação de produção
por consumo em mil barris/dia dos principais países produtores de petróleo, a qual revela uma
insuficiência produtiva dos Estados Unidos, ante ao seu vasto mercado consumidor, com uma
relação de 0,63 barris produzidos para cada barril consumido no país. Essa relação se aplica
1
1
67
4
7
10
1
37
7
18
6
60
11
96
99
29
11
7
0 20 40 60 80 100 120
Alagoas
Camamu
Campos
Ceará
Espírito Santo
Parnaíba
Potiguar
Recôncavo
Santos
Sergipe
Solimões
Tucano Sul
MAR TERRA
30
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
ainda ao Brasil (0,86 barris produzidos para cada barril consumido no país) e a China (0,32
barris produzidos para cada barril consumido no país). No entanto, esse fato pode ser explicado
haja vista estarem esses países entre os cinco com maior demanda por energia no planeta.
Figura 2.2 – Relação Produção/Consumo de petróleo dos principais países produtores
Fonte: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy, 2017.
*O índice foi calculado levando-se em consideração a quantidade (mil) barris produzidos diariamente
pela quantidade de barris consumidos (mil) diariamente.
Em uma realidade distinta, países como Kwait (6,31 barris produzidos para cada barril
consumido no país), Emirados Árabes (4,13 barris produzidos para cada barril consumido no
país) e Arábia Saudita (3,16 barris produzidos para cada barril consumido no país) se afirmam
como fornecedores mundiais de energia, uma vez que consomem entre 15% e 30% daquilo que
produzem. Realidade semelhante na América do Sul, a Venezuela, que além de consumir
apenas 1/4 do óleo produzido em seu território, ainda detém as maiores reservas provadas de
petróleo do planeta.
Esta seção apresentou o atual cenário da indústria de petróleo, no Brasil e no mundo,
cujos resultados dos últimos anos apontam para um crescimento cada vez mais significativo da
demanda por energia, sobretudo por parte dos países emergentes (Brasil, Rússia, Índia, China
e África do Sul).
Kwait (6,31)
Emirados Árabes (4,13)
Venezuela (3,94)
Rússia (3,50)Arábia Saudita
(3,16)
Irã (2,49)
Canadá (1,9)
México (1,31)
Brasil (0,86)
Estados Unidos (0,63)
China (0,32)
0
1
2
3
4
5
6
7
31
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
2.2 A CADEIA DO PETRÓLEO
A dinâmica empresarial tem-se mostrado fundamental para o sucesso das organizações
no século XXI. Não basta apenas produzir bens e/ou serviços e depois distribuí-los para o seu
mercado consumidor, mas fornecer produtos de forma efetiva a partir de uma política de ganha-
ganha, na qual os agentes do binômio fornecedor/cliente buscam se sobressaírem
financeiramente de forma colaborativa, ou seja, as organizações se unem em prol de uma gestão
compartilhada da cadeia em que todos os envolvidos são beneficiados.
Esse esforço coletivo por parte dos componentes da cadeia, de acordo com o paradigma
da colaboração, é composto de uma sequência ou rede de relações interdependentes promovidas
por meio de alianças estratégicas que buscam a colaboração como meio de alcance das metas
organizacionais (CHEN; PAULRAJ, 2004). Na cadeia do petróleo essa realidade não poderia
ser diferente. Há uma grande complexidade operacional em toda a cadeia, cujos processos
podem ser divididos em: upstream e downstream, conforme apresenta a Figura 2.3.
Figura 2.3 – Cadeia de petróleo
Fonte: Autor, 2017.
A etapa de upstream corresponde a todos os processos que envolvem a extração de óleo
e gás da jazida. Essa etapa contempla uma vasta quantidade de estudos geológicos preliminares
a fim de proporcionar uma maior eficiência no processo de elevação do óleo da rocha à
superfície. Essa etapa considera ainda as atividades: de exploração e produção; de suporte de
logística interna e de tecnologia da informação. A atividade de extração de petróleo é de
relevante significância para o processo já que constitui as etapas de exploração, o estudo de
32
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
reservas e reservatórios, o planejamento do desenvolvimento da produção, a perfuração de
poços, a completação dos poços e a produção (LUSTOSA, 2002).
Esse conglomerado de atividades e subprocessos formam uma cadeia de suprimentos de
equipamentos e serviços para o projeto, desenvolvimento, montagem, instalação, operação e
manutenção de sistemas produtivos vinculados à cadeia de petróleo, que por sua vez agrega
valor a outras cadeias de outros ramos industriais, tais como: indústria cimentícia, indústria
metalúrgica, projetos geológicos, automação industrial, etc.
Para que a cadeia se torne eficiente, na perspectiva do upstream, as empresas devem
administrá-la de forma eficiente a fim de desenvolver e gerir os fluxos de informação, os físicos
e os relacionamentos envolvidos no seu gerenciamento conjuntamente (BOZARTH, 2008;
FROHLICH; WESTBROOK, 2001). Nessa etapa do upstream, deve-se prezar pela acurácia
nos processos logísticos e informacionais, haja vista serem o cerne das atividades dessa etapa.
As atividades que compõem o downstream englobam a etapa de refino do óleo bruto, os
serviços logísticos de transporte, o armazenamento do petróleo bruto e de seus derivados e a
distribuição dos produtos oriundos da cadeia petrolífera. O petróleo extraído dos poços pode
ser de diversos tipos, dependendo da constituição geológica a que esse poço esteja localizado.
A partir da tipologia e das condições do óleo extraído faz-se a estratégia e o
planejamento agregado de transporte e armazenagem para o óleo, antes e após o refino, de modo
que o produto mantenha a qualidade esperada. As atividades do downstream iniciam-se com o
transporte do petróleo, por meio do modal dutoviário, de petroleiros, de outra embarcação ou
integrando esses dois processos, até as refinarias, onde são depositados nos tanques de
armazenamento. Há uma avaliação laboratorial de qualidade para verificação da adequação do
óleo à refinaria e, por conseguinte, saber quais os derivados serão produzidos pelo óleo em
questão.
Os derivados são obtidos por meio do refino a partir de uma série de beneficiamentos
do petróleo em seu estado bruto, constituindo a separação das frações tornando-as produtos
intermediários e finais à venda.
Após o refino, os derivados de petróleo são armazenados e transportados até as empresas
distribuidoras, cuja função é abastecer o mercado consumidor local ou, se houver excedente de
produção, exportar para outros mercados favorecendo a balança comercial. Os derivados ficam
armazenados na distribuidora até que sejam comercializados e, a posteriori, transportados para
seus destinos finais por meio dos modais rodoviário, ferroviário, aquaviário, dutoviário e, até
mesmo o aéreo, porém com um custo mais elevado.
33
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
2.2.1 Tipos de óleo
O petróleo pode ser caraterizado como uma commodity cujo preço do barril oscila de
acordo com os fatores socioeconômicos, desencadeados pela conjuntura global, podendo
pequenas turbulências provocarem sérios danos a mercados mais frágeis, como os dos países
emergentes.
Há diferentes tipos de petróleo, alguns mais pesados e outros mais leves. Estes se
caracterizam por serem mais caros e por produzirem produtos mais nobres, denominados
“claros”, comumente encontrados no Oriente Médio - nafta e gasolina. Já os mais pesados são
encontrados na América do Sul, sobretudo na Venezuela e caracterizam-se por serem mais
baratos, de maior densidade e pela maior produção de produtos “escuros” - óleo combustível
e asfalto (GOUVEIA, 2010).
A redução de custos de perfuração e o processamento são aspectos que vêm sendo
continuamente buscados pela indústria do petróleo, no entanto a valorização do preço do
petróleo e redução da descoberta de novas reservas têm aumentado o interesse na recuperação
de reservatórios de óleos pesados (ºAPI entre 10 e 20), como exemplo, as reservas do Pré-Sal
no Brasil (GOUVEIA, 2010).
Os óleos pesados apresentam porcentagens maiores de materiais residuais não
destiláveis. As altas proporções de hidrocarbonetos pesados existentes nesses resíduos tornam
o óleo altamente viscoso e apropriado para a manufatura de asfalto. No entanto, reduzem
fortemente a sua aplicabilidade para a maioria dos outros propósitos (GALVÃO, 2008).
Segundo Mothé; Sousa Júnior (2007), a ocorrência de óleos pesados e ultrapesados vem
aumentando sensivelmente e aponta para a necessidade de maiores investimentos na exploração
dessas jazidas e, consequentemente, para o desenvolvimento de novas tecnologias.
No Brasil, as reservas de óleos pesados são avantajadas. No país, o local com maior
incidência de óleos pesados está em águas profundas da Bacia de Campos, offshore, estado do
Rio de Janeiro. Na região Nordeste, os poços produtores de óleo pesado são do tipo onshore e
estão localizados no estado do Rio Grande do Norte (ANP, 2017). Segundo Mothé; Sousa
Júnior (2007), a maior parte das reservas de petróleo do mundo é composta por óleos pesados,
como demonstrado na Figura 2.4.
34
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Figura 2.4 – Distribuição dos tipos de óleo das reservas de petróleo
Fonte: Mothé; Sousa Júnior (2007).
As reservas de petróleo possuem uma potencial energia natural capaz de deslocar o óleo
por meio de mecanismos de produção naturais (capa de gás, gás em solução e influxo de água).
Em alguns casos, tais condições naturais não são suficientes para deslocar o óleo, devido,
principalmente, à alta viscosidade (óleos pesados) e às elevadas tensões interfaciais ou
superficiais dos óleos presentes na formação. Além disso, poços que já estão em produção
apresentam uma redução natural contínua dessa capacidade natural de produção (MOTHÉ;
SOUSA JÚNIOR, 2007).
Para esses casos, existem os chamados Métodos de Recuperação. Dentre eles, os
métodos já consolidados, de injeção de água ou de gás - chamados de Métodos Convencionais
de Recuperação, cujos mecanismos favorecem e auxiliam os princípios naturais de produção.
Já os processos mais complexos e que necessitam de uma tecnologia mais moderna são
conhecidos como Métodos Avançados de Recuperação divididos em métodos térmicos,
métodos químicos e métodos miscíveis (THOMAS et al., 2004).
2.2.2 Tipos de poços
Os poços de petróleo têm múltiplos objetivos, dentre os quais se destacam o fomento
às informações sobre as formações geológicas e dados geofísicos (KAISER, 2007), e ainda a
elevação dos hidrocarbonetos da jazida à superfície.
Para que um poço seja construído é necessário que se tenha um projeto, cuja etapa
inicial parte do estudo de área em que o poço será perfurado, na qual se analisa o cenário
25%
15%
30%
30%
Óleo pesado Óleo Ultrapesado Betume Óleo convencional
35
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
geológico e se faz um levantamento dos poços já perfurados na região (ROCHA; AZEVEDO,
2009).
A partir das informações colhidas - geologia marinha, conhecimento da profundidade
do ponto alvo e geometria esperada para o reservatório (ROCHA; AZEVEDO, 2009) -, pode-
se definir a trajetória para que o poço alcance o maior potencial de zona produtora. No que
tange à geometria os poços classificam-se em verticais, horizontais e direcionais.
Os verticais são poços cujo ponto do reservatório a ser atingido (objetivo) está na
mesma linha vertical da sonda de perfuração (GABBAY et al., 2016) e suas principais
características são: zero grau ou apenas poucos graus da linha vertical real e a geometria mais
utilizada nos campos de petróleo, uma vez que simplifica o processo de completação e avaliação
do reservatório. Portanto, considerando que nos campos onshore há uma maior eficiência ao se
empregarem os poços verticais, insurge-se a primeira dinâmico de pesquisa – H1 – Há influência
positiva dos poços verticais na geração de água produzida em campos onshore das bacias
costeiras brasileiras.
Segundo Iramina (2016), apesar de serem largamente requisitados nos campos de
petróleo, os poços verticais apresentam limitações importantes: queda maior de pressão nas
regiões próximas do poço em comparação com os poços horizontais, área de drenagem
reduzida, especialmente em formações apertadas (baixa permeabilidade), a necessidade de uma
grande quantidade de poços para desenvolver um campo.
Já os poções direcionais, diferentemente dos poços verticais, são perfurados em
ângulos de 45º a 60º ou mais a partir da linha vertical real, cujo objetivo está afastado da linha
vertical que passa pela cabeça do poço. Essa distância, em planta, define o afastamento do poço
direcional, que permite classificá-lo em convencional, de grande afastamento e de afastamento
severo.
Os poços direcionais são utilizados frequentemente como poços de plataforma onshore
para ‘atingir’ distâncias maiores com origem na plataforma e podem percorrer diversos estilos
de trajetória a fim de alcançarem seus objetivos (IRAMINA, 2016). Em virtude de seus
multiobjetivos operacionais, elevando-se, contudo, os custos intrínsecos agregados, propõe-se
a segunda hipótese de pesquisa: H2 - Há influência positiva dos poços direcionais na geração
de água produzida em campos onshore das bacias costeiras brasileiras.
Influência positiva indica um aumento da variável dependente frente à variação positiva da variável independente.
Se a influência for negativa, há uma variação negativa da variável dependente.
36
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Um tipo particular de poço direcional é o horizontal, com o objetivo de proporcionar
um aumento de produtividade e de recuperação final de hidrocarbonetos. De acordo com Prado
(2003), há duas categorias de aplicação de poços horizontais: (1) resolução de problemas
decorrentes das características de fluxo (escoamento) de fluidos e (2) resolução de problemas
provenientes das heterogeneidades do reservatório. As duas aplicações podem estar presentes
no mesmo sistema.
Os poços horizontais possuem um trecho reto que é perfurado horizontalmente dentro
da formação produtora, ampliando a sua área de drenagem no reservatório. São poços de longo
alcance (extended reach wells) cujo objetivo está afastado horizontalmente da sua locação na
superfície (>10 km). Os poços horizontais tornaram-se uma alternativa popular para o
desenvolvimento de campos de hidrocarbonetos em todo o mundo devido à sua alta eficiência
de fluxo causada por uma maior área de contato com o reservatório (ADESINA et al., 2016).
As principais vantagens do poço horizontal são: (1) aumento das taxas de produção, (2)
maior controle da produção de água, gás e areia, (3) aumento do potencial de exploração das
reservas, (4) produção em reservatórios estreitos, (5) conexão de fraturas verticais e (6) aumento
da injetividade (vapor, água, polímeros, etc.) (IRAMINA, 2016).
Esses poços, segundo Chaperon (1986); Mukherjee; Economides (1991), podem
produzir até três vezes mais que os poços verticais, e, no que se refere à água produzida,
geralmente os poços horizontais também apresentam um comportamento de produção com
taxas superiores as dos poços verticais (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006; STOLL et al.,
2015; ABOUSNINA et al., 2015). No entanto, reúnem mais riscos no seu funcionamento e
custam mais caro que os poços verticais. Dada a eficiência desse tipo de poço, mas permeada
por diversos riscos inerentes à operação, pode-se conceber a terceira hipótese de pesquisa: H3
- Há influência positiva dos poços horizontais na geração de água produzida em campos
onshore das bacias costeiras brasileiros.
2.2.3 Os impactos ambientais da indústria petrolífera
A indústria de petróleo e gás concentra suas atividades no extrativismo de recursos
naturais não renováveis e, portanto, é considerada uma das maiores emissoras de gases
causadores do efeito estufa, responsáveis pelas mudanças climáticas no planeta Terra, e de
fluidos líquidos nocivos ao meio ambiente.
37
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Os impactos ambientais causados pelas atividades industriais passaram a ser vistos
como uma consequência indesejável já que não eram endossados por muitas organizações.
Como consequência, a importância de gerir as atividades ambientais passou a ser destacada
evitando-se, assim, os aspectos negativos e os impactos sobre o meio ambiente.
O Quadro 2.1 apresenta os impactos ambientais causados pela indústria do petróleo e
gás. Dentre os impactos listados, salientam-se as emissões de gases nocivos à atmosfera que
formam o efeito estufa – CO2, NOX, NO2, SO2; CH4 – e a geração de água produzida de petróleo.
Quadro 2.1 – Impactos ambientais na indústria do petróleo Etapa Impactos
Estudos geológicos
• Sobre a fauna da região.
• Impactos físicos auditivos.
• Os estudos de sísmica offshore podem resultar em alterações de
comportamento em ecossistemas em espécies marinhas e alterações na
atividade pesqueira;
• Em atividades onshore podem ocasionar desmatamento com efeito sobre a
biodiversidade, interferências em unidades de conservação em terras
indígenas, além de interferências com outras atividades antrópicas.
Exploração e
produção
• Geração de água produzida;
• Emissões atmosféricas de gases tóxicos como o NOX, NO2 e SO2;
• Emissões de SO2;
• Emissões de CO2 pela queima do gás associado de petróleo, descargas de
resíduos de produção (água e cascalho de perfuração), no mar em caso
offshore e em outras destinações como corpos hídricos, no caso onshore.
• Ainda podem ocorrer impactos sobre a fauna e a flora locais, sobre a saúde
dos trabalhadores e nas atividades como a pesca e o turismo.
• Em atividades onshore podem ocorrer desmatamento e interferências em
áreas indígenas e de conservação.
Refino
• Contaminação de corpos hídricos pelo lançamento de efluentes como águas
de lavagem e de resfriamento;
• Produção de água residual petroquímica;
• Emissões atmosféricas de material particulado, contaminação do solo e de
águas superficiais e subterrâneas pela disposição dos resíduos sólidos;
• Emissão de gases de efeito estufa e o risco de acidentes como vazamentos e
incêndios.
Transporte
• Interferências com a população;
• Impactos com a flora e a fauna;
• Contaminação de lençóis freáticos, desmatamento, impactos sobre o solo;
• Emissões atmosféricas, de efluentes e resíduos, além dos riscos de
vazamentos e acidentes.
Fonte: Adaptado dos autores (Mariano, 2007; Magrini; Botelho, 2012).
A indústria do petróleo tem um grande potencial de perigos para o meio ambiente e pode
afetá-lo em diferentes níveis: ar, água, solo e, consequentemente, todos os seres vivos do
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Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
planeta. Nesse contexto, a consequência mais difundida e perigosa das atividades da indústria
de petróleo e gás é a poluição. A poluição está associada praticamente às diversas atividades
em todas as etapas da produção de petróleo e gás, desde atividades exploratórias até o refino.
A água produzida, as emissões de gases, os resíduos sólidos gerados durante a perfuração,
produção, refino (responsável pela maior poluição) e o transporte representam mais de 800
produtos químicos diferentes (MARIANO, 2007).
Outros impactos ambientais incluem intensificação do efeito estufa, chuva ácida, menor
qualidade da água, contaminação das águas subterrâneas, entre outros. A indústria de petróleo
e gás também pode contribuir para a perda de biodiversidade e a destruição de ecossistemas
que, em alguns casos, podem ser únicos (MAGRINI; BOTELHO, 2012).
A água produzida de petróleo figura entre os principais impactos da exploração de
petróleo e gás uma vez que a água associada ao óleo e ao gás possui poluentes e contaminantes
capazes de provocar impactos ambientais sérios se não promoverem a destinação ou tratamento
adequados.
Múltiplas variáveis determinam os impactos que a água produzida irá causar no meio
ambiente. Dentre elas, principalmente, as propriedades físicas e químicas dos seus constituintes,
temperatura de descarte e o seu teor de matéria orgânica dissolvida (VEIL et al., 2004).
Ainda é necessário encontrar formas de conciliar o desenvolvimento da indústria com a
proteção ambiental, isto é, com o desenvolvimento sustentável. Depois de recuperado e
transportado, o petróleo bruto deve passar por processos de refinação para serem convertidos
em produtos com valor comercial. As refinarias de petróleo são grandes poluidores, que
consomem grandes quantidades de energia e água, produzem grandes quantidades de águas
residuais, liberam gases perigosos para a atmosfera e geram resíduos sólidos que são difíceis
de tratar e descartar (MARIANO, 2007).
2.3 ÁGUA PRODUZIDA
O crescimento da produção mundial de bens e serviços tem ratificado uma necessidade
cada vez maior da utilização de energia como input dos processos produtivos, não somente na
indústria de transformação, mas no setor de serviços, no comércio e no agronegócio.
O petróleo e o gás natural apresentam-se, na civilização moderna, como energias
capazes de produzir múltiplos derivados a fim de atender a essa demanda mundial. Contudo,
como na maioria das atividades industriais, os processos de produção de petróleo e gás
39
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
produzem grandes volumes de resíduos líquidos, dentre os quais, destaca-se a geração de água
produzida de petróleo, comumente denominada “água produzida”. As águas residuais do campo
petrolífero contêm vários componentes orgânicos e inorgânicos e a sua descarga pode poluir as
águas superficiais e subterrâneas do solo.
A água produzida é uma mistura de materiais orgânicos e inorgânicos. Alguns fatores
como: a localização geológica do campo, sua formação geológica, a vida útil de seus
reservatórios e o tipo de hidrocarboneto produzido afetam as propriedades físicas e químicas
da água produzida (VEIL et al., 2004).
Segundo Neff; Lee; Deblois (2011a), a maior parte do volume de água produzida advém
da água de formação, definida como água do mar ou água doce que há milhões de anos foi
represada em reservas geológicas constituídas de uma formação de rochas porosas sedimentares
entre camadas de rochas impermeáveis no interior da crosta terrestre.
Fillo; Koraido; Evans (1992) afirmam que a composição da água produzida é
qualitativamente semelhante à produção de petróleo e/ou gás e que os seus principais compostos
incluem:
(1) os compostos de petróleo dissolvidos e dispersos,
(2) minerais de formação dissolvidos,
(3) compostos químicos de produção,
(4) sólidos de produção (incluindo sólidos de formação, produtos de corrosão e de incrustação,
bactérias, ceras e asfaltenos),
(5) gases dissolvidos (HANSEN; DAVIES, 1994).
A origem da água produzida está relacionada às condições ambientais existentes durante
a formação do óleo. Um ambiente geológico em que tenha havido uma intensa deposição de
matéria orgânica, associada com posterior soterramento e condições físico-químicas
específicas, tende a reunir os condicionantes necessários para o surgimento de petróleo nas
rochas matrizes.
O petróleo, por sua vez, migra para as rochas adjacentes, onde se concentram,
separando-se da água, mas, por muitas vezes, mantendo contato com os aquíferos. Quando o
petróleo é extraído, seja em campos onshore ou offshore, gera água produzida (AP) que é
responsável pela maior quantidade de resíduos da produção/exploração de petróleo bruto
(STEPHERSON, 1992; MONDAL; WICKRAMASINGHE, 2008) e se torna, a partir de uma
produção excessiva de água, um grave problema para os campos de petróleo (FIGUEREDO et
al., 2014).
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Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
A água produzida é uma parte inextricável do processo de recuperação de
hidrocarbonetos. À medida que os campos se desenvolvem, tendem a produzir quantidades
crescentes de água (KHATIB; VERBEEK, 2003), podendo alcançar um valor próximo de 100%
da produção de um poço à medida que se chega ao fim de sua vida produtiva, ou seja, quando
a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água, diz-se que o campo é
maduro.
Cotovicz Júnior; Silva (2009), convergindo com os resultados de Khatib; Verbeek (2003);
Clark; Veil (2009); Nasiri; Jafari; Parniankhoy (2017), observaram que um campo novo produz
de 5 a 15 % de volume de água e ao passo que a vida econômica dos poços se esgota. Essa água
produzida de petróleo pode atingir uma faixa de 75 a 90 % de volume total extraído do poço.
Tal afirmação enseja a construção da quarta hipótese dessa pesquisa:
H4 - Quanto maior o tempo de produção do campo petrolífero (idade do campo), maior a
geração de água produzida de petróleo. Desse modo, espera-se que a quantidade de água
produzida de petróleo cresça conforme a idade do campo aumenta.
Além da idade do campo, outro fator que pode determinar uma maior incidência de água
produzida na produção de petróleo é o grau API associado à jazida explorada. Quando se atinge
determinado valor de teor de água na emulsão de petróleo não há mais incorporação de toda
água ao óleo bruto, pois se atinge a saturação do sistema. Nesse caso, parte da água mantém-se
emulsionada e a outra parte apresenta-se na forma livre (SILVA et al., 2007).
Os petróleos com densidade inferior a 30°API formam emulsões estáveis e apresentam
surgimento de água livre com teores de água superiores a 70% em volume (SILVA et al., 2007).
Normalmente, os petróleos mais pesados, com menor valor de densidade ºAPI, denotam maior
quantidade de emulsificantes naturais em sua composição. Ademais, sabe-se ainda que as
propriedades físicas e químicas da água produzida variam consideravelmente de acordo com a
localização geográfica do campo, a formação geológica de onde a água foi produzida e o tipo
de hidrocarboneto produzido (CLARK; VEIL, 2009; STEWART; ARNOLD, 2011). Esse
contexto permite o delineamento da quinta hipótese:
H5 - Quanto maior o grau API do campo petrolífero, menor a geração de água produzida
de petróleo.
Ainda segundo Figueredo et al. (2014), a água produzida gerada contém diversos
produtos químicos (fenol volátil, sólidos em suspensão, sulfetos, cianetos, benzeno, compostos
nitrogenados, amônia e metais pesados) e suas composições orgânicas e inorgânicas variam
com o armazenamento geológico. A concentração total de sólidos dissolvidos (TDS) na água
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Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
produzida pode variar entre 1.000 mg / l e mais de 400.000 mg / l, no entanto, algumas bacias
tendem a ter valores medianos mais baixos de resíduos sólidos. O teor de óleo total na água
coproduzida pode variar de 40 mg / l a 2.000 mg / l (BENKO; DREWES, 2008).
É comum que a água produzida de petróleo esteja mais presente nos locais que contêm
aquíferos. As possibilidades mais sustentáveis para o manejo da água produzida é o descarte
responsável e a reinjeção nos processos de produção de petróleo e gás. Xu; Drewes (2006)
apontam a reinjeção e a descarga (40% da água produzida no mundo) como as opções mais
recorrentes no que concerne à gestão de água produzida nos campos petrolíferos. Após o
tratamento, a água produzida ainda contém vários produtos químicos que podem representar
uma ameaça para a saúde dos ecossistemas aquáticos (FARMEN et al., 2010).
2.3.1 Volume de geração de água produzida de petróleo
O volume de água produzida pode ser 10 vezes o volume de hidrocarboneto produzido.
Com volumes dessa magnitude, a eliminação da água produzida torna-se muito importante para
o operador e para o meio ambiente (STEPHERSON, 1992). Já, segundo estimativas de Veil
(2011), a água produzida possui uma relação de água/ óleo da ordem de 3:1, podendo-se chegar
a um patamar próximo de 5:1 (GONDIM et al., 2017), o que permite admitir que atualmente
são produzidos globalmente em torno 90 milhões de barris de petróleo por dia em detrimento a
uma geração de água produzida de petróleo da ordem de 270 milhões a 450 milhões de barris
por dia.
Esses valores foram estabelecidos tomando-se como referência dados mais globais, mas
faz-se necessário pontuar que há campos de petróleo cuja relação água/óleo aproxima-se de
40:1 (Campo Macau – Bacia Potiguar) e até 55:1 (Campo redonda profundo - Bacia Potiguar),
conforme dados da ANP (2017), e, ainda assim, permanecem em estágio de exploração e
produção.
Os fatores pelos quais os campos aumentam a razão água/óleo foram descritos por
Reynolds; Kiker (2003). Eles são determinantes para o aumento do volume de geração de água
produzida de petróleo no que diz respeito à dinâmica e funcionamento de um campo petrolífero
e seus poços, conforme estruturado no Quadro 2.2.
42
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
Quadro 2.2 – Fatores que interferem na geração de água produzida
Fatores Descrição
Método de perfuração de poços
Um poço horizontal pode produzir água residual a uma taxa mais alta
do que um poço vertical a um drawdown semelhante, ou pode
produzir a uma taxa de produção similar, se o drawdown aplicado
for mais baixo.
Localização de poços dentro de
reservatórios homogêneos ou
heterogêneos
Os poços horizontais, em reservatórios homogêneos, reduzem a
produção de água. O aumento na produção de poços horizontais
versus o não estímulo aos poços verticais é proporcional à área do
reservatório contatado pelos poços.
Diferentes tipos de acabamento
O método de furo aberto permite o teste de zonas de perfuração e
evitando-a na zona de água. Por outro lado, o método de canhoneio
oferece um grau de controle mais elevado
Zona única e misturada
A maioria dos poços é inicialmente concluída em uma única zona. À
medida que a taxa de óleo diminui, devido ao amadurecimento do
poço, outras zonas podem ser abertas para manter a taxa de produção
de óleo, como resultado, a produção de água também aumenta.
Tipo de tecnologias de separação
de água
Diferentes métodos são usados para reduzir os custos de elevação
e/ou manuseio de água para poços que produzem grandes
quantidades de água salina.
Injeção de água ou inundação de
água para melhorar a
recuperação de petróleo
O objetivo da injeção de água é aumentar a taxa de produção de óleo.
Por causa da inundação da água, uma porcentagem cada vez mais
elevada da água é produzida. À medida que a inundação progride, o
volume de água necessária para injeção aumenta. Neste caso, é
necessária água de composição com características químicas
adequadas.
Má integridade mecânica
As entradas de água são causadas por problemas mecânicos dos furos
de fundição, provocados pela corrosão ou desgaste; A pressão
excessiva no reservatório também pode ocasionar a entrada de água
residual.
Comunicações subterrâneas Problemas de comunicação subterrâneos ocorrem perto de poços ou
reservatórios. Esses problemas são provocados por uma má
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Capítulo 2 – Aspectos Teóricos
Marcus Vinicius Dantas de Assunção
completação ou até mesmo por avarias na estrutura do poço, gerando
aumento na água produzida.
Fonte: Adaptado de Reynolds; Kiker (2003)
Considerando o aumento de água produzida de petróleo, conforme o campo atinge a
maturidade, a alternativa a ser adotada para o tratamento e o destino dessa água (output
indesejável do processo de produção de óleo e gás) depende de diversos fatores, tais como:
localização da base de produção, legislação, viabilidade técnica, custos, disponibilidade de
infraestrutura e de equipamentos, tipo de reservatório, taxas de produção e histórico dos poços
(KHATIB; VERBEEK, 2003; MOTTA et al., 2013). Fundamentado na reunião desses fatores,
pode-se inferir que a área do campo de petróleo pode influenciar na geração de água produzida.
Portanto, insurge-se a hipótese de pesquisa: H6 - Quanto maior a área do campo petrolífero,
maior a geração de água produzida de petróleo.
A gestão da água produzida é um desafio para os campos maduros e para o
desenvolvimento de campos remotos. A solução tradicional de fim-de-tubo para a água não é
mais rentável. O ciclo de vida da água deve ser sempre avaliado como parte da estratégia de
gestão do reservatório, considerando a perfuração, produção e conclusão (KHATIB;
VERBEEK, 2003).
Segundo Chapman (2000), os custos com transporte e toda a infraestrutura necessária
(tubulações, bombas, tanques, armazenamento, problemas processuais de refino, custos
logísticos) para o pleno e adequado processo de gestão desses resíduos aquosos, torna a água
produzida um efluente indesejável, sobretudo em campos de petróleo novos.
As restrições regulamentares limitam frequentemente as opções do operador a métodos
que podem não ser necessários para a proteção do meio ambiente. A partir dos estudos de
Stepherson (1992), observa-se que em diversas áreas terrestres do planeta, a água produzida é
injetada em formações subterrâneas que contêm água imprópria ao consumo humano. Em
outras áreas onshore, em muitas zonas úmidas e offshore a água produzida é descartada para o
meio ambiente. A descarga desses grandes volumes de resíduos para o meio ambiente tem
causad