Trabalho sobre petróleos ultra-pesados (não convencionais) no mundo, no Brasil e na faixa do Orinoco. Contato: rtpsilva@aluno.ufabc.edu.br

1. Universidade Federal do ABC
Centro de Engenharia, Modelagem e Ciências Sociais Aplicadas
Fontes Não-Renováveis de Energia
RODRIGO THIAGO PASSOS SILVA
YURI DE LIMA BARBOSA
PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS
Santo André/SP
24 de fevereiro de 2013

2. SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 2
2 PETRÓLEOS NÃO CONVENCIONAIS........................................................................ 3
2.1 Importância do estudo de petróleos não convencionais ............................................. 4
2.2 Petróleo não convencional no Mundo....................................................................... 6
3 PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS ................................................................................. 7
3.1 Conceituação ........................................................................................................... 7
3.2 Areias betuminosas do Canadá ................................................................................. 9
3.3 Petróleo venezuelano ............................................................................................... 9
3.4 Petróleo ultra-pesado em outras localizações .......................................................... 13
4 EXTRAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS .......................... 14
4.1 Métodos de recuperação terciária ........................................................................... 15
4.1.1 Injeção de vapor.............................................................................................. 15
4.1.2 Adição de diluentes de hidrocarbonetos leves ................................................. 15
4.1.3 Emulsificação ................................................................................................. 16
4.1.4 Escoamento Anular ......................................................................................... 16
4.2 Extração e Produção .............................................................................................. 17
5 REFINO DE PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS .......................................................... 20
6 CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................ 22
7 REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 23

3. 2
1 INTRODUÇÃO
O petróleo é a fonte de energia cuja importância geopolítica é digna de maior destaque.
Constitui base da economia mundial e pode ser transportado a longas distâncias com relativa
facilidade. [1]
O petróleo representa aproximadamente 33% da demanda mundial de energia primária
(Tabela 1) [2]. No Brasil, ele representa 38,6% da oferta interna de energia [7].
Tabela 1 - Fontes primárias de energia e sua demanda mundial percentual
Fonte de Energia Percentual em 2008
Carvão 27%
Petróleo 33%
Gás Natural 21,1%
Nuclear 5,8%
Hídrica 2,2%
Biomassa e lixo 9,2%
Outras renováveis 0,72%
Fonte: World Energy Outlook, IEA [2]
Em 1956, M. King Hubbert desenvolveu um modelo que previa o comportamento da
produção de petróleo em 48 estados americanos e passou a ocupar um lugar de destaque no
mundo do petróleo. Trata-se de um simples modelo de curva logística que descreve ciclo de
vida produtivo de reservas (figura 1) [3]. A teoria prevê um pico na produção de petróleo com
posterior redução, tendendo, com o passar dos tempos, ao fim do petróleo nos Estados
Unidos. O modelo é utilizado também para as reservas mundiais de petróleo.
Para os críticos, o modelo de Hubbert representa o pessimismo pois ainda há muitas
áreas a serem exploradas e novos reservatórios a serem descoberto, além do desenvolvimento
de novos processos tecnológicos para a produção de petróleo [3].

4. 3
Figura 1 – Curva de Hubbert – original de 1956.
Fonte: [3]
Alguns advogam que a oferta de petróleo convencional atingirá seu pico entre 2020 e
2030. Este ano pode sofrer consideráveis variações devido à descoberta de novas jazidas e à
não-exploração de determinadas áreas [8].
Considerando o possível fim do petróleo convencional e o aumento da produção
mundial de petróleo, que em 2011, era igual a 83,6 milhões de barris/dia (+1,33% em relação
ao ano anterior) [4] far-se-ão necessárias, no futuro, descoberta de novas reservas ou a
exploração de petróleos não convencionais. Entre estes, está o petróleo ultra-pesado, objeto de
estudo desse trabalho.
2 PETRÓLEOS NÃO CONVENCIONAIS
Petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água,
com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro. É constituído
basicamente por uma mistura de compostos orgânicos (hidrocarbonetos). Quando a mistura
possui um maior percentual de moléculas pequenas, seu estado físico é gasoso – comumente
chamado gás natural – quando há maior percentual de moléculas maiores, seu estado físico é
o líquido, nas condições normais de temperatura e pressão [5].
Diferentemente do petróleo convencional, definido anteriormente, não há definição
universalmente aceita para o petróleo nãoconvencional. De modo geral, ele definido como
qualquer fonte de petróleo que requer tecnologias de produção significativamente diferentes
das utilizadas nos principais reservatórios explorados. Entretanto, essa é uma definição

5. 4
imprecisa e dependente do tempo, pois no futuro esses petróleos podem ser facilmente
extraídos e tornarem-se os “convencionais”.
Alguns especialistas usam uma definição com base no grau API (American Petroleum
Institute). Segundo essa, todos os óleos com grau API abaixo de 20 (ou seja, densidade maior
que 0,934 g/cm³) são considerados não convencionais. Apesar de ser precisa a definição
apresenta muitas discordâncias, pois há óleos bastante profundos na costa brasileira, extraído
utilizando-se técnicas convencionais [2].
Para a produção do World Energy Outlook [2] foram considerados petróleos não
convencionais:
a) betume e petróleo ultra-pesado das areais betuminosas canadenses;
b) petróleo ultra-pesado na faixa do Orinoco na Venezuela;
c) petróleo obtido de querogênio contido em xistos petrolíferos;
d) petróleo obtido a partir de carvão por meio de tecnologias de fusão de carvão;
e) petróleo obtido a partir do gás natural por meio de tecnologias liquefação de gás.
O betume e óleos ultra-pesados de outras localidades do mundo são desprezados
devido a quantidade pouco significativa.
2.1 Importância do estudo de petróleos não convencionais
A qualidade do petróleo mundial tem se deteriorado muito nos últimos anos. A
produção de matéria prima de boa qualidade (leve e com baixo teor de enxofre) tem
diminuído enquanto a demanda por produtos derivados médios e leves (gasolina e diesel) tem
aumentando. Assim, a indústria petrolífera, mais especificamente a indústria petroquímica
precisa investir na qualidade do refino para atender as demandas atuais [8].
A figura 2 apresenta a evolução do grau API e do teor de enxofre no óleo processado
nas refinarias americanas. Observa-se que ela vem se tornando cada vez mais pesada e com
maior teor de enxofre.

6. 5
Figura 2 – Evolução da qualidade das cargas processadas nas refinarias americanas
Fonte: [8]
Tais características do óleo tornam necessárias refinarias que possam processar
petróleos pesados a fim de gerar produtos leves e médios, além de unidades de tratamento que
permitam reduzir o nível de enxofre [8].
Do ponto de vista geopolítico, a implementação de técnicas de extração e refino de
petróleos não convencionais reduz a dependência do petróleo do Oriente Médio, que como se
observa na Tabela 2, representa a maior parcela do óleo utilizado no mundo.
Tabela 2 – Distribuição geográfica das reservas provadas e da produção de petróleo em 2007
Produção (Mil Reservas Provadas
Região % %
Barris Diários) (Bilhões de barris)
América do
6499,1 9,1 % 69,3 5,6 %
Norte
América Central
9796,1 13,7 % 111,2 9,0 %
e do Sul
Europa e Eurásia 16317 22,8 % 143,7 11,6 %
Oriente Médio 22495 31,5 % 755,3 61,0 %
África 9065,7 12,7 % 117,5 9,5 %
Ásia-Pacífico 7309,2 10,2 % 40,8 3,3 %
Total 71482 100 % 1237,8 100 %
Fonte: [12]

7. 6
2.2 Petróleo não convencional no Mundo
O gráfico da figura 3 apresenta a distribuição dos recursos petrolíferos mundiais.
Figura 3 – Distribuição dos recursos petrolíferos mundiais
Fonte: [6]
Em todo o mundo, a América do Sul é o continente que possui a maior reserva de
petróleo pesado, cerca de 66% dos recursos conhecidos encontram-se na faixa do Orinoco, na
Venezuela.
De acordo com a projeção do Departamento de Energia dos Estados Unidos e da
Internacional Energy Agency, nota-se, que a partir de 2010 é crescente a oferta de petróleo
não convencional (figuras 4 e 5), confirmando a tendência de diminuição do grau API. Neste
aumento destacam-se os óleos do Canadá e da Venezuela.
Figura 4 – Projeção da produção de petróleo até 2025
Fonte: [8]

8. 7
Figura 5 – Projeção da produção de petróleo mundial
Fonte: [8]
3 PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS
3.1 Conceituação
De acordo com as propriedades físicas do petróleo ele pode ser classificado como: leve,
médio, pesado e ultra-pesado. O parâmetro que determina esta propriedade é conhecido como
grau API e é calculado por (1), onde é a densidade específica do petróleo a 15,6°C.
(1)
Os petróleos são classificados conforme a Tabela 3.
Pode-se dizer, então, que petróleos ultra-pesados são, de modo geral, óleos cujo grau
API é igual ou inferior a 10.
Pela composição do petróleo pode-se classifica-lo como [5]:
a) classe paranífica (75% ou mais de parafinas);
b) classe parafínico-naftênica (50-70% parafinas, >20% de naftênicos);
c) classe naftênica (>70% de naftênicos);
d) classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos e aromáticos);
e) classe aromático-naftênica (>35% de naftênicos);
f) classe aromático-asfáltica (>35% de asfaltenos e resinas).
Os petróleos ultra-pesados, em geral, estão classificados na última classe. São óleos
oriundos de um processo de biodegradação avançada em que ocorreria a reunião de

9. 8
monocicloalcenos e oxidação. Compreende principalmente óleos pesados e viscosos. O teor
de asfaltenos e resinas é grande. O teor de enxofre varia de 1 a 9% em casos extremos.
Para comparação, o petróleo encontrado na Bacia de Campos (RJ) apresenta teor de
resinas e asfaltenos entre 5 e 15% e teor de enxofre menor de 1%. Esse óleo está na
classificação parafínico-naftênica.
Tabela 4 – Classificação do Petróleo por Grau API sugerido por algumas(uns) instituições/setores da indústria
petrolífera
Grau API
Óleo leve Óleo médio Óleo pesado Óleo ultra-pesado
Alberta
≥ 34 25-34 10-25 ≤ 10
Government/Canadá
U.S. Department of
≥ 35,1 25-35,1 10-25 ≤ 10
Energy
OPEP ≥ 32 26-32 10,5-26 ≤ 10,5
Petrobras Offshore ≥ 32 19-32 14-19 ≤ 14
Petrobras Onshore ≥ 32 18-32 13-18 ≤ 13
ANP/Brasil ≥ 31,1 22,3-31,1 12-22,3 ≤ 12
Fonte: [6]
A Tabela 4 apresenta as principais características do petróleo ultra-pesado
comparativamente ao pesado e ao betume.
Tabela 4 – Algumas características de petróleos pesados, ultra-pesados e betumes
Petróleo pesado Petróleo ultra-pesado Betume
Densidade (°API) 10-20 < 10 < 10
Viscosidade (cp) 100-10000 100 -10000 > 10.000
Enxofre (% peso) < 0,5 0,5-3,0 >3,0
Fonte: [8]

10. 9
3.2 Areias betuminosas do Canadá
Areias betuminosas são ocorrências naturais de misturas viscosas de areia ou argila,
água e uma substância extremamente pesada chamada betume. O Betume não fluirá a não ser
que seja aquecido ou diluído.
O betume pode ser separado da areia e processado para a fabricação de derivados de
petróleo, como a gasolina. O betume é um líquido altamente viscoso ou um semi-sólido de
petróleo. Pode ser encontrado em depósitos nacionais ou pode ser um produto refinado. [9]
Em Alberta, no Canadá (figura 6) onde se encontra as maiores reservas de areias
betuminosas, há aproximadamente 1,7 trilhões de barris de petróleo, destes, acredita-se que
173 bilhões de barris são recuperáveis. [9] Em 2008, mais de 40% do petróleo cru produzido e
betume no Canadá foi proveniente dos depósitos naturais de betume em Alberta.
Figura 6 – Localização dos depósitos de areias betuminosas no Canadá
Fonte: [10]
3.3 Petróleo venezuelano
De 2009 para 2010 a Venezuela surgiu como a nação com a maior reserva de petróleo
do mundo, representando cerca de 18% do total. Sua reserva é de 296,5 bilhões de barris.
Apesar de imensa reserva, a produção venezuelana de petróleo é pequena, igual a 2,72
milhões de barris por dia (cerca de 3% da produção mundial), produção pouco superior a
brasileira que é de 2,193 milhões de barris por dia [4]. A figura 7 mostra a expectativa de
produção de petróleo da Venezuela por tipo.

11. 10
Figura 7 – Projeção de produção de petróleo por tipo
Fonte: [2]
Parte significativa do petróleo venezuelano está localizado na faixa do Orinoco (fig. 8)
e este é classificado como ultra-pesado. É o segundo maior depósito de petróleo ultra-pesado
do mundo, atrás apenas das areias betuminosas do Canadá. O recurso está depositado em
profundidades de 500 a 1000 metros e é um óleo menos viscoso que o Canadense. A taxa de
recuperação desses poços é inferior a 5% quando é vertical e entre 10 a 15% quando é
horizontal multilateral. Taxas mais altas requerem tecnologias de extração.
Figura 8 – Localização da faixa do Orinoco
Fonte: [10]

12. 11
Segundo o U.S. Geological Survay (USGS) há cerca de 500 bilhões de barris
recuperáveis na região do Orinoco, entretanto não deu qualquer estimativa de viabilidade
econômica. Segundo a empresa nacional Petróleos de Venezuela (PDVSA) havia em 2010
133 bilhões de barris de reservas certificadas apesar do periódico Oil & Gas Journal relatar
apenas 60 bilhões.
Tal petróleo poderia ser estratégico no mundo atual, que demanda muito por pelo
óleo, para compensar a produção lenta do petróleo em areias canadenses, adiados por
preocupações ambientais [2].
O petróleo no Orinoco começou a ser explorado nos anos 2000, com vários projetos
contribuindo para a produção total chegar a 700 mil barris por dia em 2005. Dois terços da
produção eram provenientes de exploração vertical ou horizontal multilateral e o resto com
injeção de vapor. A capacidade se manteve próximo desse nível, mas reduziu para
aproximadamente 400 mil barris/dia em 2009. Vários novos projetos foram anunciados e,
juntos, podem adicionar 2,3 milhões de barris/dia na capacidade de produção até 2017. A
Tabela 5 mostra os projetos petrolíferos da Venezuela.
Há poucas informações sobre custos. Acredita-se que os cursos serão similares à
exploração no Canadá (30 a 40 mil dólares por barril/dia de capacidade). Espera-se,
entretanto, que novos projetos possam custar cerca de um terço menos que no Canadá, ou
seja, de 20 a 27 mil dólares por barril/dia de capacidade.

13. 12
Tabela 5 – Projetos de petróleo ultra-pesado na faixa do Orinoco, Venezuela
Capacidade
Parceiros Início da
Nome do Projeto Status (mil
Estrangeiros operação
barris/dia)
PetroAnzoategui Nenhum (100%
Produzindo 120 -
(PetroZuata) PDVSA)
Total (30%)/ Statoil
Petrocedeno (Zuata) Produzindo 200 -
(10%)
Petropiar (Hamaca) Chevron (30%) Produzindo 190 -
Petromonagas (Cierro
BP (17%) Produzindo 110 -
Negro)
Sinovensa CNPC Produzindo 80 -
Total produzido 700
Junin 2 Petrovietnam Anunciado 200 2012
Junin 5 ENI Anunciado 240 2013
Repsol /India/
Carabobo 1 Anunciado 480 2015
Petronas
Chevron / Inpex /
Carabobo 3 Mitsubishi / Anunciado 400 2015
Suelopetrol
Junin 4 CNPC Anunciado 400 2017
Junin 6
Russian companies Anunciado 450 2017
(Petromiranda)
Em
Junin 10 Total / Statoil 200 -
negociação
Total proposto 2370
Total produzido + proposto 3070
PDVSA – Petróleo de Venezuela, S.A. – Estatal petrolífera da Venezuela (deve possuir pelo
menos 51% da participação em projetos petrolíferos no país) [8]
Fonte: [2]
A Internacional Energy Agency coloca no mesmo patamar de preços os óleos ultra-
produndos com o petróleo das areias betuminosas, como se observa na figura 9.

14. 13
Figura 9 – Custo de Produção do Petróleo: A disponibilidade de recursos em função do preço
Fonte: [12]
3.4 Petróleo ultra-pesado em outras localizações
Nos Estados Unidos, há depósitos semelhantes aos Canadenses, embora muito
menores, na região de Utah (aproximadamente 16 bilhões de barris de petróleo). Congo,
Madagascar e outros países tem pequenos depósitos de areias betuminosas, entretanto, pouco
significativas no panorama mundial do petróleo. Na Russia há cerca de 350 bilhões de barris
tecnicamente recuperáveis de óleo extra-pesado e betume. Estes são grandes e encontram-se
na Sibéria Oriental e são pouco conhecidos e de difícil exploração. O Cazaquistão apresenta
cerca de 200 bilhões de barris de petróleo ultra-pesados recuperáveis. A China também possui
reservatórios a serem explorados, cerca de 3 bilhões de barris recuperáveis [2].
Em 2008, teve início a operação de extração de petróleo ultra-pesado no Brasil, com
capacidade de 15 mil barris por dia. É extraído off-shore com o uso de uma plataforma FPSO
(sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo). O poço
(reservatório de Siri) está localizado no campo de Badejo, na bacia de Campos (RJ).
O óleo extraído é de 12,8 graus API [11]. O poço está localizado a uma profundidade de 95
metros e a 80 quilômetros da costa [13]. Apesar de ser classificado como ultra-pesado pela
Petrobrás, seria considerado apenas pesado pela OPEP e pelo US Department of Energy.

15. 14
A existência do óleo no reservatório de Siri é conhecida desde 1975, mas era
considerada inviável economicamente devido a vazão de petróleo muito baixa. Novas
tecnologias, como a contrução de um poço com dois quilômetros de trecho horizontal e a
instalação de uma bomba centrífuga submarina submersa de alta potência, permitiram a
exploração do recurso.
A plataforma será também um laboratório para o desenvolvimento de outros campos
marítimos de óleos extrapesados, como Marlim Leste, Albacora Leste, Papa-Terra e
Maromba, todos na bacia de Campos [13].
A figura 10 mostra a distribuição geográfica dos óleos ultra-pesados.
Figura 10 – Distribuição dos petróleos ultra-pesados no mundo (desconsidera areias betuminosas).
Fonte: [12]
4 EXTRAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS
A tecnologia de produção de petróleo pesado e ultra-pesado vem se desenvolvendo de
forma acelerada. Isto acontece porque as empresas vêm encontrando cada vez mais
dificuldade para encontrar campos de óleo leve. Assim, as empresas se lançaram em um
grande esforço de inovação tecnológica com duas orientações básicas: melhora da taxa de
recuperação dos óleos pesados através de tecnologias de recuperação terciária;
desenvolvimento de tecnologias para aumento do grau de API do petróleo produzido, através
de diluição com condensados e tecnologias de conversão no caso de petróleo ultra-pesado.

16. 15
O valor das reservas recuperáveis é determinado pela tecnologia disponível de
recuperação. Atualmente, esta tecnologia disponível permite uma recuperação máxima por
volta de 15% [20].
Tendo em vista o alto custo para a produção deste tipo de petróleo, além do seu baixo
valor de mercado, devido à geração de poucos derivados nobres, a extração dos petróleos
pesados e ultra-pesados é feita atualmente pela redução da viscosidade através da diluição
com outras substâncias, da formação de emulsões óleo em água, do aumento da temperatura
(injeção de vapor) ou da redução do atrito entre a tubulação e o óleo pesado através da adição
de substâncias que diminuem o atrito dentro do oleoduto ou o desenvolvimento de diferentes
tipos de fluxo, como por exemplo o anular [21].
4.1 Métodos de recuperação terciária
A seguir serão descritos métodos de recuperação terciária para petróleo pesado e ultra-
pesado.
4.1.1 Injeção de vapor
Uma forma de recuperar o petróleo ultra-pesado é através da injeção de vapor em um
poço injetor. É um método que trabalha ao nível do reservatório, no escoamento dos fluidos
no meio poroso e não é fornecido energia no fundo do poço. A força motriz é a pressão
natural do reservatório. O fornecimento de calor diminui a viscosidade para o escoamento dos
fluidos no meio poroso e na tubulação de produção [14].
4.1.2 Adição de diluentes de hidrocarbonetos leves
O objetivo desse tratamento é diminuir a viscosidade do líquido na tubulação
misturando-no com hidrocarbonetos de menor viscosidade e densidade. Assim, consegue-se
reduzir problemas de quebra de haste de bombeio mecânico, aumentar a velocidade de
movimento da coluna da haste de bombeio e aumentar a eficiência das bombas centrífugas
porque decresce o torque aumentando a velocidade de rotação. Essa técnica está caindo em
desuso pelo seu alto custo [14].

17. 16
4.1.3 Emulsificação
A maioria dos petróleos pesados porduzidos são na forma de emulsão, mas de água e
óleo. A tecnologia de emulsão no fim do do poço reduz a viscosidade. Segundo testes em
laboratório, adicionando-se água em óleo em difirentes quantidades e agitando, consegue-se
emulsões de água em óleo. Mas, adicionando emulsificadores com concentrações entre 1 a
4% consegue-se emulsão de óleo em água. Os emulsionadores são produtos comerciais sob
patentes, que podem ser classificados como surfactantes iônicos, surfactantes não iônicos e
surfactantes com cáustica.
Quando se procura formar a emulsão, podem acontecer diferentes tipos de misturas:
emulsão óleo e água; gotas de óleo rodeadas de filme de água contínua; emulsão viscosa de
água em óleo.
A emulsão tem que ser reversível com um tratamento térmico de superfície. Além
disso, recorre-se a desemulsionantes para melhorar os resultados. Por isso, é importante
procurar surfactantes que não impliquem problemas na desidratação de superfície logo após
sua elevação [14].
4.1.4 Escoamento Anular
O escoamento anular é uma técnica que consiste na injeção de água juntamente com o
óleo na tubulação, a dadas proporções de velocidades, de tal forma a se estabelecer um padrão
de escoamento onde a água se mantém em contato com a parede do duto.
Aperfeiçoando esta técnica, substitui-se água por uma solução de tensoativos, visto
que apresenta como vantagens uma maior lubrificação das paredes da tubulação pela água,
atua como agente antioxidante, uma vez que os agentes tensoativos criam uma barreira
isolante entre o fluido escoante e as paredes da tubulação.
Tensoativos são moléculas que apresentam na sua estrutura duas características
opostas e interligadas, uma cabeça polar (hidrofílica) e uma cauda apolar (hidrofóbica). A
figura 11 mostra a representação de uma molécula tensoativa.

18. 17
Figura 11 - Representação de uma molécula tensoativa
Esta configuração permite a adsorção da molécula nas interfaces líquido-líquido,
líquido-gás e sólido-líquido, além da formação de aglomerados moleculares, conhecidos
como micelas, quando a sua interface está saturada. Na presença de água e óleo orientam-se
na interface com o grupo polar voltado para a fase aquosa e o grupo apolar para a fase oleosa,
formando um filme molecular.
Assim, aplicando os tensoativo no transporte deste óleo, tanto na configuração anular
como na forma emulsionada, diminui a perda de carga por atrito e, assim, os gastos
energéticos, aumentando a produção.
Devido ao crescente aumento da demanda do petróleo e a escassez de reservas de
óleos leves, novas pesquisas com relação ao transporte de óleos pesados e extra-pesados estão
sendo realizadas, com o intuito de buscar alternativas mais baratas e eficientes para
transportar estes óleos. O escoamento multifásico do tipo anular, onde é formado um filme de
água contendo tensoativos diminuindo a perda de carga por atrito é bastante promissor, tendo
em vista que se consumiria uma menor quantidade de energia, permitindo um considerável
aumento da produtividade com uma diminuição dos custos de produção [21].
4.2 Extração e Produção
Os reservatórios de óleos pesados e ultra-pesados são tipicamente estreitos e pouco
consolidades, o que implica na produção de areia, com profundidade de 300 a 600 metros.
Na produção de óleo pesado e ultra-pesado existem incovenientes adicionais tais como
a produção de areias e as altas pressões que deve vencer o sistema de elevação artificial. Além
da pressão da coluna hidrostática existem grandes perdas por atrito no escoamento, devido às
altas viscosidades [14].

19. 18
Na extração offshore de petróleos pesado e ultra-pesado, a escolha do tipo de método
de elevação artificial torna-se de grande importância para o projeto em função da maior
dificuldade em se elevar este tipo de petróleo.
A escolha do melhor método de elevação artificial para um campo de petróleo
depende de vários fatores, sendo estes os principais: número de poços, diâmetro do
revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório,
viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia,
acesso aos poços, distância dos poços às plataformas de produção, equipamento disponível,
pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros.
Nas indústrias petrolíferas que fazem a exploração de campos offshore, os dois
métodos de elevação artificial mais empregados são o Gas Lift e o Bombeio Centrífugo
submerso (BCS).
O Gas Lift é um método de elevação artificial no qual se utiliza a energia contida em
gás comprimido para elevar fluidos (óleo e/ou água) de um nível mais baixo para um mais
alto. O gás é utilizado para gaseificar (gas-lift contínuo) ou deslocar (gas-lift intermitente) a
coluna de fluido, diminuindo o gradiente de pressão vertical, e, portanto, diminuindo a
pressão de fluxo no fundo do poço.
O BCS é um tipo de bombeio em que a energia é transmitida para a bomba por um
cabo elétrico. A energia elétrica é transformada em energia mecânica por um motor, o qual
está diretamente conectado à bomba centrífuga. Esta transmite a energia ao fluido sob a forma
de pressão elevando-o para a superfície [21].
O Gas Lift tem como principais atrativos sua confiabilidade e flexibilidade diante de
alterações nas condições operacionais. Porém, o Gas Lift não é indicado para o manuseio de
petróleos muito viscosos. Para o caso de petróelo sem capa de gás é um sistema não
econômico e ineficiente em tubulações horizontais. Além disso, é pouca a disponibilidade de
gás no campo, já que os óleos pesados e ultra-pesados costumas ter baixa relação gás-óleo.
Entretanto, é um método conveniente quando o reservatório tem capa de gás considerável.
Os requisitos básicos da bomba estão associados à resistência à abrasão de areia e a
altas temperaturas, já que no fundo do poço a temperatura aumenta segundo o gradiente
geotérmico. O funcionamento da BCS implica em alta geração de calor, que contribui para a
redução da viscosidade. Uma desvantagem da BCS é a cavitação, que acontece quando o
petróleo tem gás.
O Bombeio Mecânico com Haste (BMH) é o método mais utilizado na produção de
óleo pesado de campos terrestres. É um sistema que pode ser utilizado em qualquer poço. É o

20. 19
método mais tradicional e por isso tem mais pequisa, mais variedade de projetos e mais testes
desenvolvidos para que qualquer outro sistema de elevação artificial. Pode ser instalado até
4500 metros de profundidade e fornece grandes vazões. É um sistema sem limitações de
temperatura, apresenta boa flexibilidade de operação e de baixo custo de investimento e
operacional. Suas desvantagens são sua baixa eficiência, maior ainda na presença de gás
dissolvido e problemas com a presença de areia. Ainda assim, para o petróleo pesado, a
tendência é subistituir o BMH já que apresenta muitos problemas: curta vida últil do
equipamento, alto consumo de energia, unidade de bombeio sobrecarregadas e altas tensão
nas hastes devivo à alta viscosidade causando frequentes falhas.
Segundo as experiências no campo Boscam e Orinoco da Venezuela, em poços que
produziam petróleo de 6 a 16 ºAPI com bombeio mecânico passou-se a utilizar bombas BCS.
As bombas foram capazes de produzir vazões máximas próximas das teóricas, sem
necessidade de injeção de diluentes e/ou surfactantes.
A Bomba de Cavidades Progressivas (BCP) tem bons atributos para a elevação de
petróleo pesados, pois seu projeto funcional facilita o manuseio de fluidos viscoso, com
grande concentração de areia e com altas proporções de gás livre, com baixo custo de
investimento e operação [14].
De modo geral, nos campos marítimos de petróleo pesado e ultra-pesado, existem
desafios adicionais, como:
a) elevação artificial em poços altamente desviados;
b) tratamento do petróleo no espaço confinado de uma plataforma ou navio;
c) transporte do petróleo por tubulações através do meio ambiente frio do oceano;
d) sistemas de inicio e restauração após de uma parada.
Outro problema referente ao processamento de petróleos pesados e ultra-pesados é
que, ao serem extraídos, vêm com muita água.
Isso acaba causando problemas à área de exploração e produção, pois as plataformas
precisam dispor de equipamentos de separação água/óleo muito maiores, o tempo de
tratamento aumenta e há necessidade de uso de produtos químicos específicos, encarecendo o
projeto. Uma solução que está sendo analisada é a possibilidade da construção de uma grande
planta de separação água/óleo em terra, à beira-mar, que receberia os petróleos já semi-
tratados das plataformas, concluindo o processo de retirada de água, para posterior envio do
óleo bruto às refinarias. A água então, depois de tratada, seria descartada no mar, via
emissário submarino. A vantagem desta solução para o refino está no fato de que o óleo bruto

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chegaria às unidades de processamento dentro dos limites especificados para a presença de
água e sal [8].
5 REFINO DE PETRÓLEOS ULTRA-PESADOS
O refino do petróleo ultra-pesado é prejudicado pela maior presença de impurezas
comparado a petróleos leves, como sedimentos, água e sais provenientes do processo de
produção daquele petróleo. Essas substâncias podem causar problemas na refinarias, como
corrosão de equipamentos, bloqueio de unidades trocadoras de calor e efeitos adversos na
qualidade do produto final. O sedimento contido no petróleo pode possuir minerais
inorgânicos provenientes da produção ou perfuração, podendo causar danos em tanques e
oleodutos usados para o transporte do óleo. Juntamente com o sal, estes constituintes podem
aumentar a corrosão e alterar a qualidade dos produtos finais [15]. A figura 12 mostra o
rendimento no refino de petróleos leves e pesados.
Figura 12 - Qualidade do petróleo e seus Rendimentos
Fonte: [16]
Outro aspecto que prejudica o refino de petróleos ultra-pesados é a presença de ácidos,
principalmente os ácidos naftênicos, já que são encontrados predominantemente em óleos
imaturos, biodegenerados, e em óleos pesados. Por exemplo, as fontes de óleo cru na América
do Sul, incluindo o petróleo brasileiro, estão entre os mais ácidos do mundo. Tal acidez é

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responsabilizada por causar muitas dificuldades, na utilização desta matéria prima, nas
refinarias e no aproveitamento de seus resíduos [17].
O refino do petróleo envolve principalmente a separação das moléculas por seus
pontos de ebulição, obtendo-se por destilação e processos subsequentes os produtos
mostrados na figura 13.
Figura 13 - Esquema simplificado do refino de petróleo e seus produtos
Fonte: [6]
No geral, quanto maior a viscosidade do óleo, maior seu teor de enxofre, à exceção de
óleos ácidos. A presença de enxofre em certo petróleo é um fator que o desvaloriza, já que no
seu processamento, há a contaminação dos catalisadores da refinaria e, quando queimados na
forma de combustíveis, contribui para a poluição atmosférica formando óxidos de enxofre.

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Petróleos com alto teor de enxofre (proporção de enxofre superior a 1,5%) são denominados
azedos. Óleos com baixa participação do elemento em sua estrutura (menos de 0,5%), por
outro lado, são ditos doces.
Frações mais pesadas, como a nafta pesada ou o diesel de coqueamento, concentram
compostos sulfurosos predominantemente menos reativos que, ao serem removidos em busca
do atendimento de especificações de qualidade, adicionam custos operacionais ao refino, pode
reduzir a qualidade dos derivados e o rendimento em produtos nobres [16]
Estas restrições forçam a indústria do petróleo a investir em unidades de refino mais
complexas que possam processar petróleos pesados e gerar produtos leves e médios e
unidades de tratamento que permitam reduzir o teor de enxofre dos derivados produzidos e
estabilizar os derivados leves e médios produzidos [18]
Os processos de refino atualmente em atividade nas refinarias não permitem a operação
de óleos pesados e ultra-pesados, de forma que estes são misturados a óleos leves para seu
processamento. Este procedimento, por exemplo, leva à dependência do Brasil em importação
de petróleo, assim como a não completa valoração do óleo encontrado no país [19].
Atualmente, a Petrobras importa não só derivados, mas também óleo leve que é misturado ao
óleo pesado nacional para processamento em suas unidades [8].
6 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O petróleo ultra-pesado, entre os demais petróleos não convencionais, é um dos que
possuem maior potencial de exploração e de manutenção da matriz energética baseada em
petróleo no mundo. Isso se justifica, sobretudo, pelas técnicas, de modo geral, não serem
muito diferentes das utilizadas para o petróleo convencional.
Certamente, apesar do estado da arte estar razoavelmente desenvolvido, são necessários
mais estudos para o desenvolvimento de técnicas mais eficientes de extração e refino do
petróleo ultra-pesado, sobretudo para reduzir os custos e tornar esse tipo de óleo um recurso
com maior valor agregado.

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petroleo-extrapesado,149498,0.htm>. Acesso em: 23 fev. 2013.
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Combustão Indicada por Microondas. Dissertação (Mestrado em Química). Universidade
Federal de Santa Maria, RS, 2007.
[16] ULLER, V. C. Oportunidades e Desafios da Colocação de Óleos Brasileiros no
Mercado Internacional: o Refino e o Mercado Norte-Americano de Combustíveis.
Dissertação (Mestrado em Ciências em Planejamento Energético). Universidade Federal do
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[20] PINTO, H. Q (coord). Matriz Brasileira de Combustíveis. GEE/IE/UFRJ, 2006.
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