42 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore Na ATE, o método escolhido para aumentar o Fator de Recuperação foi a injeção de água, devido às características do óleo produzido nos campos, de média a leve densidade, e das profundidades dos reservatórios, entre 700 a 1.400 m, explicou o CEO, Ivan Carvalho. No momento, a empresa está levantando dados de pressão das zonas produtoras e implementando projetos pilotos de reinjeção de água produzida para testar os modelos de simulação. Posteriormente, comprovada a eficiência da metodologia na região, a ATE estenderá a injeção em larga escala e complementará a estratégia com o adensamento da malha, perfurando novos poços. Carvalho também prevê o uso de polímeros à água reinjetada para otimizar a eficiência de varredura. “Sempre precisamos encontrar formas de reduzir os custos de reinjeção de água, de tratamento da água excedente, de geração de vapor e manutenção de poços e linhas de injeção, para que o aumento da produção resulte em compensação financeira”. Outra empresa que também utiliza a injeção de água para a recuperação secundária é a PetroReconcavo. Em entrevista à Brasil Energia, o vice-presidente de Operações da companhia, João Vitor Moreira, explicou que para contrabalançar o declínio natural dos campos maduros, a companhia reduziu o ritmo de novas perfurações e está focando na repressurização de campos que produzem desde a década de 1960. Em suas áreas concedidas, os ativos no Rio Grande do Norte são os que mais demandam a técnica. A petroleira está também convertendo poços produtores em estágio final de vida econômica para poços injetores de água. Um bom resultado obtido ocorre no campo de Tiê, onde as técnicas de recuperação estabilizaram o declínio e começam a pavimentar o caminho para futuros incrementos na curva de produção. Já a Brava Energia mantém um projeto de injeção de nitrogênio em campos de óleo pesado. Como disse o diretor de Onshore, Jorge Boeri, à Brasil Energia durante o Bahia Oil & Gas Energy 2026, a companhia iniciou testes com injeção de polímeros no campo de Salina Cristal e um piloto de organic recovery (injeção de nutrientes para alimentar bactérias nativas do reservatório) no campo de Canto do Amaro. Almeida entende que as empresas e os corpos técnicos precisam começar a enxergar novas tecnologias, como as nanopartículas, como ferramentas importantes para o aumento da produção. “Todas as empresas têm o mesmo objetivo, que é produzir mais óleo. Só que, por ser um método que não tem uma matemática precisa, cada uma acaba seguindo a orientação do seu corpo técnico”, pontuou Almeida. No seu entender, quando se tem menos poços perfurados – um único poço exploratório foi perfurado no Brasil em 2026 – o momento é de se investir no Fator de Recuperação, “por que se já existem vários poços perfurados, vamos aproveitar o que já está aí”. n
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