Análise econômica da injeção de CO2 em reservatórios com características do Pré-sal brasileiro

A descoberta do pré-sal em 2006 trouxe novas expectativas para o futuro do setor petrolífero no Brasil. Porém, muitos desafios estão relacionados à atividade de exploração e produção daquela região, como por exemplo a perfuração de uma extensa camada de sal, questões de logística e a alta concentração de CO2 (entre 8% e 12%). Esse gás associado ao gás natural não pode apenas ser lançado para atmosfera por questões ambientais e, portanto, a reinjeção desse gás pode ser uma alternativa viável. O CO2 causa inchamento do óleo, reduzindo sua viscosidade e, portanto, facilita o fluxo de óleo para o poço produtor. Foi modelado um reservatório com características do pré-sal no simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group). Foram analisados parâmetros como vazão de injeção, distância vertical entre os poços produtor e injetor, comprimento dos poços e distância do poço produtor à base do reservatório e como esses parâmetros influenciam no processo. O tempo total de projeto foi de 35 anos e as análise ocorreram para o primeiro ano de projeto, 2 anos 5, 15. 20 e 35 anos. O melhor caso conferiu um fator de recuperação de 60% e em todos os anos, a vazão de injeção foi o parâmetro que mais influenciou no projeto. Em seguida procedeu-se uma análise econômica para dois cenários: comprando CO2 e transportando através de um carboduto e reinjetando o mesmo no poço a partir da separação do gás da corrente de gás natural. A partir da viabilidade econômica dos dois projetos, foi analisado os impactos no VPL de osciclações dos componentes do fluxo de caixa . The Discovery of Pré-Sal (huge oil field located in a pre-salt layer undersea) in 2006 increased the persperctive of petroleum production to Brazil. Characterized as an light oil (28º - 30º API) comparing to the national average, many challenges were overcome to make the exploration economically viable. One of the problems found to produce oil from that region was the high percentage of carbon dioxide (between 8% and 12%), reaching 75% molar in some regions like Júpiter field. The alternative found was to reinject the carbon dioxide from the separation of the natural gás made on own production platform (an FPSO). The reinjection study was realized from the modeling of an light oil, with 8% of carbon dioxide, and an homogeneous oil reservoir, semi-synthetic, with similar characteristics to that region. It was implemented a Project with a time of 35 years and studied the following paramethers: Carbon dioxide flow rate, vertical distance between horizontal rigs used, distance from the rig to the base of the reservoir and the length of the producer rig to the injector rig. After choosing the best scenario, it was realized an analysis of the sensibility related to the injection flow rate reaching a fraction of recovered oil of 64%. In sequence, was realized an economic analysis from two cases: for the first one was admitted the purchase of carbon dioxide from an anthropogenic source and its transport to the platform made by a carboduct. The second case was considered the reinjection of produced gas by the rig from the process of membrane permeation with posterior reinjection. The first one obtained a maximum NPV (Net Present Value) of US$129.885.806,68 and the second one a maximum NPV of US$325.329.657,00. At last, was realized an uncertainty analysis towards the components values of the cash flow for both cases, verifying wich components is more sensitive to the NPV.