Usar os dados sísmicos para entender a movimentação do petróleo durante a etapa de produção deverá auxiliar a Petrobras aumentar o fator de recuperação no campo de Jubarte. É nesse campo, localizado na parte capixaba da Bacia de Campos, que a companhia instalou seu primeiro sistema de monitoramento sísmico 4D permanente. Os dados adquiridos pelos sensores instalados no fundo do mar fornecerão mais informações para aprofundar o conhecimento das características dos reservatórios e da dinâmica de movimentação dos fluidos ali armazenados para auxiliar os engenheiros na execução do projeto de desenvolvimento da produção do campo.

A sísmica 4D é utilizada na Petrobras desde 2005 – a tecnologia já foi adotada de forma não permanente nos campos de Marlim, Roncador, Albacora Leste, Barracuda e Caratinga, todos localizados na Bacia de Campos. A tecnologia incorpora uma nova dimensão – o tempo – aos estudos da geometria dos reservatórios. Como a movimentação dos fluidos, pressões, temperaturas e outras propriedades mudam ao longo da produção do campo, o registro dos dados em diferentes momentos possibilita o mapeamento dos caminhos que o petróleo percorreu no reservatório e a localização de volumes ainda não extraídos – e o uso dessa informação na perfuração dos poços de adensamento de malha de drenagem. Sem a sísmica 4D, os engenheiros têm apenas os dados de poços para calibrar os modelos.

A diferença em Jubarte é a utilização de sistemas de monitoramento sísmico permanente 4D – metodologia que está sendo considerada pela Petrobras na avaliação financeira e tecnológica dos projetos de águas profundas. “A grande diferença entre as metodologias está relacionada à frequência com que a sísmica 4D é feita, pois há hoje a possibilidade de um monitoramento permanente aumentando a frequência dos levantamentos e a qualidade dos dados, pois os receptores estão sempre no mesmo local”, observa o professor Denis Schiozer, do Departamento de Engenharia do Petróleo da Unicamp.

“O principal resultado é a obtenção de imagens de altíssima resolução em curto espaço de tempo após o final de uma campanha de aquisição. Essas imagens permitem um eficiente monitoramento do reservatório e identificação de mudanças de saturação de fluidos ao longo do tempo. Os resultados da interpretação da sísmica 4D permitem otimizar o gerenciamento do reservatório e, em última instância, aumentar o fator de recuperação”, explica Stephane Dezaunay, country-manager da PGS no Brasil – empresa responsável pelo desenvolvimento e instalação do projeto em Jubarte.

Apesar das perspectivas, esses sistemas de monitoramento sísmico permanente 4D ainda precisam passar pela etapa de comprovação de sua eficácia para se tornar um procedimento sistemático. “Quando a produção de um campo está em declínio, a 4D irá se tornar uma ferramenta crucial para melhorar a produção. O ideal é iniciar a 4D logo no início da produção do campo para ter essa ferramenta de monitoramento do reservatório ao longo da vida do campo. Assim se tem a possibilidade de otimizar o sistema e de se diluir o investimento inicial sobre um período de tempo mais longo”, afirma Dezaunay.

O investimento inicial da tecnologia – que inclui o levantamento base e a instalação dos equipamentos – é superior aos custos de um levantamento sísmico 3D feito com cabos rebocados por um navio. Nos levantamentos seguintes, essa relação se inverte – por que o custo de cada campanha será limitado ao fornecimento de um navio fonte. “Para campos marítimos, onde os investimentos são maiores e muito incertos, como o campo de Lula, a sísmica 4D pode ser uma grande vantagem pois os poços são muito caros e informações podem evitar erros”, destaca o professor Denis Schiozer.

O projeto que está sendo instalado pela CGG no campo de Lula utiliza o sistema de nodes – que é mais adequados do que os cabos para o imageamento dos sedimentos abaixo da camada de sal, pode ser retirado depois da aquisição, e tem maior flexibilidade com relação a presença de estruturas submarinas.

No campo de Jubarte, o primeiro sistema deste tipo a ser instalado no Brasil mantém 36 km cabos de fibra óptica e 720 sensores fixados no assoalho oceânico, à profundidade recorde de 1.300 metros – o sistema usa tecnologia Optoseis, da PGS. O monitoramento abrange uma área de 121 km² na superfície e de 15 km² no nível dos reservatórios, com receptores a cada 50 metros, interligados por fibra óptica a uma unidade optoeletrônica e controladores de registo instalados na P-57 – é também a primeira vez que uma sala dedicada à geofísica está incluída na concepção de um FPSO.

Desde que o sistema foi instalado, três levantamentos sísmicos já foram realizados – o levantamento-base, no início de 2013, outro no início de 2014 e o terceiro no início de 2015, que está na fase de processamento dos dados. O processamento dos dados, que demandou 21 semanas no levantamento-base, já é feito em 14 semanas. As informações obtidas serão utilizadas na perfuração dos três poços produtores previstos no projeto de desenvolvimento da produção do campo. Outra vantagem elencada pela Petrobras está na segurança das operações: o sistema registra a microssismicidade natural da Terra durante a aquisição dos dados, o que permite identificar possíveis instabilidades de falhas geológicas na região do campo.

“O gerenciamento de reservatórios está entrando em uma nova era, onde a imagem em área fornecida pela sísmica 3D, a variação temporal do reservatório identificada pelo 4D e as precisas informações pontuais fornecidas pelos poços estão se combinando num instrumento integrado de tomada de decisões, com redução de incertezas e aumento de eficiência. Pode-se dizer que trata-se do ‘Reservatório Instrumentalizado’!”, finaliza Dezaunay.

Flávio Bosco