O AUMENTO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO NA BACIA DO RECÔNCAVO BAIANO, E SUAS CONSEQUÊNCIAS ECONÔMICAS E SOCIAIS A NÍVEL REGIONAL

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1Bacharelando em Engenharia de Petróleo e Gás pelo Centro Universitário Jorge Amado (2019). E-mail: 
engluisfellipe@hotmail.com 
2Bacharelanda em Engenharia de Petróleo e Gás pelo Centro Universitário Jorge Amado (2019). E-mail: 
marciamirelly.engtec@hotmail.com 
3Professora Orientadora, Graduada em Geologia e Mestre em Petrologia pela Universidade Federal da Bahia, Docente do 
curso de Engenharia de Petróleo e Gás no Centro Universitário Jorge Amado. E-mail: csalinas0301@hotmail.com 
O AUMENTO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO NA BACIA DO 
RECÔNCAVO, E SUAS CONSEQUÊNCIAS ECONÔMICAS E 
SOCIAIS. 
 
Luís Fellipe Alves Martins¹, Márcia Mirelly da Silva Oliveira², Ana Carla Salinas3 
Centro Universitário Jorge Amado, Av. Luís Viana Filho, 6775, CEP.: 41.745-130, Paralela, 
Salvador - Ba, Brasil 
 
 
RESUMO 
 
O fator de recuperação (FR) representa um percentual do volume original do fluido existente 
em um reservatório de petróleo, na qual se espera produzir. Os reservatórios possuem uma 
energia natural capaz de produzir os fluidos, porém com o passar do tempo, essa energia 
diminui sendo necessário investir em outras opções para melhorar a produção. Na indústria do 
petróleo, para se tornarem mais competitivas, as empresas buscam constantemente maneiras 
de otimizar a produção e diminuir os custos utilizando de métodos para aumentar o fator de 
recuperação e consequentemente a produção. Devido a isso, é de extrema importância o 
desenvolvimento de pesquisas e artigos acadêmicos e o aprofundamento no tema. Apesar da 
existência de poços onshore e bacias em outras localidades do país, o presente trabalho 
pretende limitar o seu foco à Bacia do Recôncavo. E este, tem por objetivo relatar as 
estratégias e métodos utilizados para aumentar o fator de recuperação em reservatórios de 
petróleo, destacando principalmente as consequências econômicas e sociais de se aumentar a 
produção de petróleo, com foco na Bahia. Quando utilizamos métodos de recuperação em um 
reservatório, é possível separar o seu processo de produção em etapas. A denominação mais 
comum para elas é definida em métodos convencionais de recuperação e métodos especiais de 
recuperação, sendo os primeiros a injeção de água, e ou de gás, para manter a pressão do 
reservatório em níveis elevados, e os segundos, definidos por processos mais complexos, com 
tecnologias ainda em desenvolvimento, mas com o mesmo intuito. 
Palavras-chave: Fator de recuperação; reservatório; produção. 
 
 
 
2 
 
ABSTRACT 
 
The recovery factor (RF) represents a percentage of the original volume of fluid in an oil 
reservoir in which it is expected to produce. Reservoirs have a natural energy capable of 
producing the fluids, but over time, this energy decreases and it is necessary to invest in other 
options to improve production. In the oil industry, to become more competitive, companies 
are constantly looking for ways to optimize production and lower costs by using methods to 
increase the recovery factor and hence production. Because of this, it is extremely important 
to develop research and academic articles and to deepen the theme. Despite the existence of 
onshore wells and basins in other parts of the country, this paper intends to limit its focus to 
the Recôncavo Basin. And this, aims to report the strategies and methods used to increase the 
recovery factor in oil reservoirs, highlighting mainly the economic and social consequences of 
increasing oil production, focusing on Bahia. When we use recovery methods in a reservoir, it 
is possible to separate your production process into steps. The most common name for these is 
defined in conventional recovery methods and special recovery methods, the former being 
water and / or gas injection to maintain reservoir pressure at high levels, and the latter by 
more advanced processes. complex, with technologies still under development, but with the 
same intent. 
Keywords: Recovery Factor; reservoir; production. 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
No início da produção, os reservatórios possuem energia natural suficiente para que os 
fluidos sejam produzidos e elevados. Entretanto, com o decorrer do tempo, é normal que a 
pressão diminua e essa energia entre em declínio, sendo necessário optar por outras maneiras 
de elevá-la novamente. Com o intuito de manter a produtividade do poço e extrair o máximo 
dele possível, são adotados métodos para melhorar o seu Fator de Recuperação (FR). 
Os métodos de recuperação são divididos em três categorias: primária, secundária e 
terciária ou avançada. Na recuperação primária, a produção é associada à energia natural do 
reservatório. Na secundária, ocorre a injeção de fluidos (água ou gás) como fornecimento de 
energia adicional ao reservatório. A recuperação terciária, também intitulada de recuperação 
avançada, compreende injeção de fluidos especiais como gases miscíveis, produtos químicos, 
microrganismos e/ou fornecimento de energia térmica (THOMAS, 2004). 
Dentre as Bacias Sedimentares brasileiras, a Bacia do Recôncavo é um bom exemplo 
para abordar o aumento do Fator de Recuperação, pois foi a pioneira na exploração e 
produção de petróleo no Brasil, além de possuir campos maduros e um tempo considerável de 
3 
 
produção. Desenvolver métodos para aumentar o FR é fundamental para a continuidade da 
produção em seus poços e alavancar o desenvolvimento socioeconômico das regiões na qual 
faz parte. 
Considerando a importância da maximização do uso de recursos pertencentes à União, 
em benefício da sociedade, a regulamentação brasileira determina a contínua busca pela 
maximização do Fator de Recuperação no art. 6°, da Resolução ANP (Agência Nacional do 
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) n.º 17/2015: 
“§ 3º - A estratégia de explotação em que se baseia o Plano de 
Desenvolvimento deverá ter como objetivo a maximização da 
recuperação dos recursos in situ, presentes em cada Reservatório do 
Campo, de acordo com bons princípios econômicos e segundo as 
Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. Essa estratégia e as 
soluções tecnológicas que a possibilitam deverão ser continuamente 
reavaliadas de forma a alcançar o objetivo”. 
 
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
 
2.1. O Petróleo e sua história 
 
O petróleo está presente na sociedade desde as civilizações antigas. Os seus derivados 
eram utilizados em construções civis, na calafetação de embarcações, como tinta para 
decoração e como impermeabilizante (THOMAS, 2004). Naquela época, o petróleo era 
extraído de exsudações naturais, ou seja, fontes naturais de onde os hidrocarbonetos líquidos 
vazam do solo, encontradas em todos os continentes. 
O primeiro poço de petróleo no mundo, foi perfurado pelo coronel Edwin L. Drake em 
Titusville, Pensilvânia, Estados Unidos, no ano de 1859. O poço possuía uma profundidade de 
21 metros e foi perfurado com o sistema de percussão movido a vapor. A sua produção diária 
era de aproximadamente 2 m3 de óleo (THOMAS, 2004). 
Em 1897, no Brasil, Eugênio Ferreira Camargo perfurou o primeiro poço com o 
objetivo de encontrar petróleo, em Bofete – São Paulo. O poço possuía uma profundidade de 
488 metros e produziu 0,5 m3 de óleo. Porém, o poço considerado como descobridor do 
petróleo brasileiro foi perfurado em 21 de janeiro de 1939, pelo Departamento Nacional de 
4 
 
Produção Mineral (DNPM), em Lobato – Bahia, na Bacia do Recôncavo. Foi utilizado uma 
sonda rotativa que encontrou petróleo há uma profundidade de 210 metros (THOMAS, 2004). 
Nos dias de hoje, a profundidade alcançada nas perfurações ultrapassa os 7 mil metros, 
incluindo a lâmina d’água. Com as tecnologias conquistadas pela Petrobras, o Brasil se tornou 
referência mundial em Exploração e Produção em águas ultraprofundas. 
O petróleo e seus derivados estão presentes no dia a dia das mais diversas formas e 
representa, somente ele, 31% de toda a matriz energética mundial, de acordo com Sousa 
(2019). Quando somadocom o gás natural, esse percentual se eleva para aproximadamente 
52% da matriz energética mundial. Logo depois vem o carvão com uma parcela de 29%. O 
gráfico 1 mostra as principais matrizes utilizadas no momento. 
 Gráfico 1: Matriz Energética Mundial. (%) 
 
 Fonte: SOUSA, 2019. 
 
A formação de hidrocarbonetos ocorre a partir da decomposição de matéria orgânica 
animal e vegetal soterradas por muitos anos. Existem centenas de compostos químicos 
orgânicos em sua formação, mas os que mais se destacam e possuem um maior percentual são 
o carbono e o hidrogênio. Os óleos possuem suas próprias características, uma espécie de 
DNA que se diferenciam quando são extraídos de diferentes reservatórios. A sua coloração 
pode variar entre verde, marrom e preto, de acordo com o local onde for extraído. 
Um dos critérios utilizados para diferenciar um petróleo de outro é o seu Grau API 
(criado pelo American Petroleum Institute - API). É uma escala que mede a sua densidade 
relativa. Quanto maior for a densidade do fluido, menor é o seu Grau API. Segundo a Anp 
(2019) é estabelecida a seguinte classificação: Petróleo leve ou parafínico, para ºAPI ≥ 31; 
5 
 
Petróleo mediano, para 22 ≤ ºAPI < 31; Petróleo pesado ou aromático, para 10º ≤ ºAPI < 22º; 
Petróleo extrapesado, para ºAPI < 10º. Os óleos leves, com Grau API elevado, possuem uma 
melhor qualidade e um maior valor comercial. 
O petróleo do Recôncavo se enquadra no tipo parafínico. Ao longo de sua vida 
produtiva, a Bacia do Recôncavo apresentou óleos de ótima qualidade, extremamente leves. 
Em Candeias – Bahia, por exemplo, alguns poços produziram óleos que variavam o Grau API 
de 29º a 43,5º (GAGLIANONE, P. C.; TRINDADE, L. A. F., 2011). 
 
2.2. Panorama da indústria de petróleo a nível mundial 
 
Nos últimos anos, os Estados Unidos vêm liderando o ranking dos maiores países 
produtores de petróleo no mundo. Em 2018, a média de sua produção diária foi de 15.311 
(Mil barris/dia). Logo em seguida está a Arábia Saudita, com 12.287 (Mil barris/dia) e a 
Rússia fechando o pódio, com 11.438 (Mil barris/dia), conforme detalhado no gráfico 2. O 
percentual da produção mundial dos três maiores produtores foi de 16%, 13% e 12% 
respectivamente. O Brasil, ocupou o décimo lugar no ranking com uma produção de 2.683 
(Mil barris/dia), representando 2,8% da produção mundial. No mesmo ano, a produção 
mundial totalizou em 94,7 (Milhões barris/dia). 
 Gráfico 2: Maiores Produtores Mundiais de Petróleo em 2018. (Mil barris/dia) 
 
 Fonte: IBP, 2019. 
6 
 
Em 2018, o ranking das maiores reservas provadas de petróleo foi liderado pela 
Venezuela com 303,3 (Bilhões de barris). A Arábia Saudita ficou em segundo com uma 
reserva de 297,7 (Bilhões de barris) e o Canadá em terceiro com 167,8 (Bilhões de barris), 
conforme detalhado no gráfico 3. O Brasil, ocupou o décimo quinto lugar no ranking com 
uma reserva de 13,4 (Bilhões de barris), representando apenas 1% de todas as reservas 
provadas. A soma das reservas mundiais totalizou em 1.729,7 (Bilhões de barris). 
 
Gráfico 3: Maiores Reservas Provadas de Petróleo em 2018. (Bilhões de barris) 
 
Fonte: IBP, 2019. 
 
2.3. Panorama da indústria de petróleo e gás no estado da Bahia 
 
A cadeia produtiva de petróleo e gás natural, incluindo as atividades de apoio, foi 
responsável por gerar 5.733 empregos no ano de 2017 no Estado da Bahia. Segundo Arariba 
(2019), isso colocou o estado em terceiro lugar nas contratações de emprego da indústria de 
petróleo e gás, como um todo, correspondendo a 9% das contratações do setor no Brasil. 
A participação percentual dos derivados do petróleo e biocombustíveis no PIB 
Industrial (Produto Interno Bruto), representaram 16,4% em 2018. Foi obtida uma 
arrecadação do ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) de 5,0 bilhões de 
7 
 
reais para o setor em 2017. E os valores foram revestidos em investimentos nos seguimentos 
da educação, saúde e infraestrutura (ARARIBA, 2019). 
No ano de 2018, o Estado da Bahia ficou em primeiro lugar na produção de óleo 
onshore (Gráfico 4) e em terceiro lugar na produção de gás (Gráfico 5). Registrando os 
valores de 1.683.033 m3 de óleo (o mesmo que 10.585.959,09 barris de petróleo cru) e 
764.778 Mm3 de gás. 
 
 Gráfico 4: Total de óleo produzido Gráfico 5: Total de gás produzido por Estado. 
1por Estado. (m3/ano) 111 (Mm3/ano) 
 
 Fonte: ARARIBA, 2019. Fonte: ARARIBA, 2019. 
 
2.4. Incentivo ao mercado onshore no Brasil 
 
Se encontra em constante avanço o Programa de Revitalização da Atividade de 
Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres – REATE 2020. 
Organizado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, o REATE 2020 tem como principal 
missão, a implantação de uma Política Nacional que fortaleça a atividade de exploração e 
produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres no Brasil, inclusive na Bahia. Segundo 
Lima (2019), a visão do REATE é construir, ao longo dos próximos anos, uma indústria de 
exploração e produção terrestre mais competitiva, com um aumento considerável na produção 
8 
 
e criando oportunidades para mais empresas operadoras adentrarem ao mercado. Além de 
diversificar os fornecedores de bens de serviço. 
O aumento do fator de recuperação é um dos pontos cruciais para a revitalização dos 
poços de petróleo e é um dos pontos de implementação do REATE 2020. Isso impactará 
diretamente na produção de petróleo e gás natural, podendo reverter a tendência de declínio 
da produção onshore e estimular o desenvolvimento regional. É necessário que se realize 
investimentos em projetos como este, pois é o que irá incentivar o aumento da produção nos 
campos terrestres do país. 
 
2.5. A Bacia do Recôncavo 
A Bacia do Recôncavo localiza-se na Região Nordeste do Brasil, na porção centro-
leste do Estado da Bahia (Figura 1), e segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e 
Biocombustíveis (ANP), ocupa aproximadamente uma área de 10,3 mil km2, sendo 9,6 mil 
km2 em terra e 702 km2 no mar, mais precisamente nos interiores da Baía de Todos os Santos 
(PRATES; FERNANDEZ, 2015). 
 Figura 1: Localização da Bacia do Recôncavo. 
 
 Fonte: PRATES; FERNANDEZ, 2015. 
9 
 
De acordo com o grau avançado de exploração e produção da Bacia do Recôncavo, 
primeira bacia produtora do Brasil, ela é classificada como uma bacia madura. Apesar de ter 
iniciado a sua produção na década de 40 e registrado um pico de produção de 
aproximadamente 160 mil barris por dia na década de 60 (Gráfico 6), o óleo e o gás natural, 
contidos atualmente nela, estão longe de se esgotar (LOUREIRO, 2017). Este tipo de bacia 
possui boa infraestrutura para a exploração e gera oportunidades para as pequenas e médias 
empresas do setor, além de contribuir para o importante desenvolvimento socioeconômico na 
sociedade. 
Até 2015, a Bacia do Recôncavo registrou aproximadamente 6.531 poços de petróleo 
perfurados, sendo deles 1.216 poços de exploração. Foram descobertos cerca de 71 campos 
de petróleo e 21 campos de gás. A produção já ultrapassa os 1,6 bilhão de barris de petróleo e 
69,5 bilhões de m3 de gás natural (PRATES; FERNANDEZ, 2015). O maior desafio ao 
trabalhar em campos muito antigos é encontrar estratégias e métodos que possibilitam 
aumentar o fator de recuperação. 
 Gráfico 6: Histórico de Produção da Bacia do Recôncavo. (boe/d x ano) 
 
 Fonte: LOUREIRO, 2017. 
 
2.6. Fator de Recuperação 
 
O Fator de Recuperação representa a fração ou o percentual do volume original que se 
espera produzir em um reservatório de petróleo. Ele é encontrado através de estudos 
realizados no reservatório, que indicam o seu provável comportamento. Para encontrar o seu 
valor exato,basta dividir o volume recuperável, ou seja, uma estimativa de óleo ou gás que se 
10 
 
espera produzir naquele momento, pelo volume original, que representa a quantidade de 
fluido presente no reservatório. Essa divisão, conforme a equação 1 abaixo, resulta no fator de 
recuperação (THOMAS, 2004). 
 
𝐹𝑅 = 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙
𝑉𝑜𝑙.𝑂𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙
 
 
 
(1) 
 Durante a vida produtiva do reservatório, podem existir variações no fator de 
recuperação, pois ele depende de algumas características como a viscosidade dos fluidos, da 
permeabilidade e heterogeneidade da rocha reservatório, do volume de fluido que se pode 
obter, e outros. 
Com o passar do tempo, um poço de petróleo em produção tende a diminuir a sua 
vazão, isso ocorre devido à diminuição de pressão do reservatório. Neste caso, é necessário 
buscar métodos para estimulá-lo e consequentemente aumentar a produção. Os métodos de 
recuperação são utilizados sempre que um reservatório possui grande potencial de produção, 
porém, encontra dificuldades para produzir os fluidos. Normalmente, eles são denominados 
pela literatura como métodos convencionais de recuperação (primário e secundário) e 
métodos especiais de recuperação (avançado), sendo o primeiro a injeção de água ou gás. E o 
segundo, é definido por processos mais complexos, com tecnologias ainda em 
desenvolvimento, mas com o mesmo intuito, manter a pressão e vazão do reservatório em 
níveis elevados. Segue abaixo cada um deles sendo explicado separadamente. 
 
2.6.1. Recuperação primária 
 
A denominação recuperação primária está diretamente relacionada aos reservatórios 
que utilizam energia natural para produzir o petróleo até a superfície (BORGES, 2009). 
Geralmente, busca-se maximizar o tempo de produção por surgência, uma vez que esse tipo 
de produção gera menos custos quando comparado com poços que utilizam a elevação 
artificial. 
A produção de fluidos em um reservatório de petróleo ocorre inicialmente devido a 
descompressão natural do sistema e ao deslocamento de um fluido por outro fluido. Ao 
conjunto de fatores que fazem desencadear esses efeitos dá-se o nome de Mecanismo de 
Produção do Reservatório. Existem três tipos principais desses mecanismos: mecanismo de 
11 
 
gás em solução, mecanismo de capa de gás e mecanismo de influxo de água (THOMAS, 
2004). 
2.6.1.1. Mecanismo de gás em solução 
 
O processo contínuo da produção do óleo ocasiona a diminuição de pressão, que por 
sua vez promove a expansão dos fluidos e a vaporização das frações mais leves do óleo. 
Como o gás é mais expansível que o líquido, é a sua expansão que desloca o óleo para fora do 
meio poroso. Por isso a denominação: mecanismo de gás em solução (Figura 2). Uma vez que 
a produção é resultante da expansão do gás que inicialmente estava dissolvido. 
 
Figura 2: Mecanismo de produção do tipo gás em solução. 
 
Fonte: GAUTO, 2016. 
 
Porém uma característica marcante deste mecanismo, é que ao ser produzido, o gás 
leva consigo a “energia do reservatório”, levando a pressão a declinar de forma rápida e 
contínua, como podemos observar na figura 2. Isso faz com que a razão gás-óleo (RGO) 
cresça também rapidamente até um valor máximo, de modo que se tenha uma baixa 
recuperação do reservatório existente (abaixo de 20 % do volume de óleo original). 
 
2.6.1.2. Mecanismo de capa de gás 
 
 O mecanismo de capa de gás demonstrado na figura 3, ocorre em reservatórios em que 
há acumulo de gás nas partes mais altas do meio poroso, formando uma capa de gás. Visto 
que a zona de gás é a principal fonte de energia para a produção, a zona de óleo é posta em 
produção enquanto a zona da capa de gás é preservada. À medida que o óleo vai sendo 
12 
 
produzido, a pressão tende a diminuir, essa diminuição de pressão faz com que o gás se 
expanda, ocupando espaços que antes eram preenchidos por óleo. 
 Figura 3: Mecanismo de produção capa de gás. 
 
 Fonte: GAUTO, 2016. 
 
Neste tipo de mecanismo, a pressão também cai continuamente. Porém, de forma mais 
lenta do que no mecanismo de gás em solução. Essa redução na diminuição de pressão 
possibilita que o fator de recuperação, seja um pouco maior, variando de 20 à 30 % do volume 
in situ (volume original) (THOMAS, 2004). 
 
2.6.1.3. Mecanismo de influxo de água 
 
 O mecanismo de influxo de água (Figura 4) acontece quando a formação que contém o 
óleo está em contato íntimo com grande acumulação de água. A produção contínua do óleo 
ocasiona a diminuição de pressão, que por sua vez promove a expansão da água. Dessa forma 
ocorrerá uma ocupação da zona de óleo pelo excesso de água. Esse influxo de água, além de 
manter a pressão na zona de óleo, vai também deslocar mais óleo para o poço produtor. 
 Neste tipo de mecanismo, apesar de haver também uma redução na pressão, ela 
consegue se manter relativamente alta por mais tempo, o que possibilita que o fator de 
recuperação nesse tipo de reservatório seja geralmente alto, variando de 30 a 40%, podendo 
alcançar valores até 75% do volume in situ (THOMAS, 2004). 
Com o passar do tempo, a razão água-óleo (RAO) tende a crescer até que o 
reservatório venha a produzir mais água do que óleo, tornando o método economicamente 
inviável. 
13 
 
Figura 4: Mecanismo de influxo de água, com o aquífero localizado na parte inferior do poço 
produtor. 
 
Fonte: GAUTO, 2016. 
 
 
2.6.2. Recuperação Secundária 
 
 
 Devido a necessidade de aumentar a produção de óleo, considerando a ligeira queda 
de pressão dos reservatórios, surgiu a necessidade de utilizar alguns estímulos adicionais 
externos para suplementar a energia primária. 
Esses estímulos são conhecidos como métodos de recuperação secundária, que podem 
ser, por exemplo, a injeção de água ou de gás no reservatório ilustradas na figura 5, ou dos 
dois simultaneamente, através de poços de injeção de água na base do reservatório ou de gás 
no topo dele (mecanismo denominado recuperação secundária convencional) (GAUTO, 
2016). 
 Figura 5: Sistemas típicos de recuperação secundária. 
 
 Fonte: GAUTO, 2016. 
14 
 
Segundo Borges (2019), a injeção de fluidos no reservatório é baseada em 
mecanismos puramente mecânicos, e tem como objetivo fornecer pressões necessárias para 
deslocar o óleo para fora da rocha reservatório e ocupar o espaço deixado pelo fluido 
produzido. 
 
2.6.3. Recuperação avançada de petróleo ou recuperação terciária 
 
A partir das definições tradicionais de recuperação avançada de petróleo, recomenda-
se que as estratégias desse método sejam adotadas após o desempenho econômico dos 
métodos primários e secundários ter se esgotado (ALVARADO; MANRIQUE, 2016). 
Geralmente nesta fase, ainda que contenham volume consideráveis de acumulações de óleo, 
os campos já estão em estágio avançado de exploração, às vezes até tamponados e 
abandonados. 
 Os métodos da recuperação terciária são mais empregados em campos maduros, como 
é o caso da maioria dos campos da Bacia do Recôncavo, bacia que foi adotada como objeto de 
estudo. Porém, para definir qual método utilizar, é necessária uma série de estudos de 
viabilidade e desempenho do reservatório. 
 Nas últimas décadas os métodos de recuperação secundária passaram a ser 
classificados como métodos de recuperação convencionais, em contrapartida os métodos 
terciários passaram a ser denominados como métodos especiais de recuperação ou métodos de 
recuperação avançada, na língua inglesa conhecido como Enhanced Oil Recovery (EOR) 
(BORGES, 2009). Porém, alguns autores utilizam Improved Oil Recovery (IOR) que engloba 
tanto os antigos métodos especiais de recuperação como qualquer outro método não 
convencional que aumente a recuperação ou acelere a produção em relação aos métodos de 
recuperação primária ou secundária (ROSA, 2006). 
 EOR e IOR frequentemente se entrelaçam, ocasionando o surgimento de técnicas mais 
novas e eficazes para melhorara recuperação. Pode-se concluir que a IOR engloba a EOR, 
acrescida de atividades de gerenciamento (ALVARADO; MANRIQUE, 2016). 
 As técnicas de EOR, são divididas basicamente em três classe de métodos: métodos 
térmicos, métodos químicos e métodos de injeção miscível ou de solvente (GAUTO, 2016). 
 
15 
 
2.6.3.1. Métodos Térmicos 
 
 Sabe-se que o óleo tem a sua viscosidade substancialmente reduzida ao ser aquecido. 
Partindo desse conhecimento, foram desenvolvidos os métodos térmicos, afim de aumentar a 
recuperação do petróleo. Existem dois tipos de métodos térmicos que se diferenciam na 
maneira como é feito o aquecimento do fluido no reservatório, são eles: injeção de fluidos 
aquecidos e combustão in situ. 
 Na injeção de fluidos aquecidos, a água é o meio utilizado para transportar o calor da 
superfície até o reservatório. A água pode ser injetada tanto na fase vapor quanto a uma alta 
temperatura, porém ainda no estado líquido, mas geralmente a injeção acontece com a água 
em estado de vapor. Por tanto, existem dois tipos de processos: injeção de vapor e injeção de 
água quente (THOMAS, 2004). 
 Na combustão in situ o calor é gerado no próprio reservatório através da combustão de 
parte do óleo ali existente. A combustão é iniciada por meio da injeção de ar aquecido e 
sustentada pela injeção contínua de ar (ROCHA; ARAÚJO; BARILLAS, 2014). 
 
2.6.3.2. Métodos Químicos 
 
 Tradicionalmente, o objetivo desse método é gerar propriedades ou condições 
interfaciais que são mais favoráveis para o deslocamento do óleo (BABADAGLI, 2006). O 
método mais conhecido é o método de injeção de solução micelar e de polímeros (LAKE, 
1989). 
 Os principais produtos utilizados nos métodos químicos são: polímeros, surfactantes e 
álcalis. A utilização de polímeros é feita para controlar a viscosidade. A recuperação com 
surfactantes é utilizada para reduzir a tensão interfacial entre a água e o óleo. Os álcalis são 
substâncias alcalinas que reagem com os ácidos orgânicos presentes em alguns óleos 
produzindo uma espécie de “detergente” dentro do reservatório, que reduz a tensão interfacial 
entre o óleo e a água (BORGES, 2009). 
 
2.6.3.3. Métodos Miscível ou de Solvente 
 
Os métodos miscíveis são indicados para reduzir as tensões interfaciais que impedem 
que o fluido injetado desloque o óleo para a superfície (BORGES, 2009). 
16 
 
 Esse conjunto de métodos se baseia na miscibilidade do solvente injetado com a fase 
óleo. A miscibilidade dos fluidos é a propriedade que permite que dois ou mais fluidos se 
misturem e formem um sistema homogêneo composto por uma única fase. A injeção do 
solvente se dá por pelo menos um desses procedimentos: Hidrocarboneto Miscível. Envolve 
a geração de miscibilidade, aumentando o volume de óleo ou ampliando ou diminuindo a 
viscosidade do óleo; Dióxido de carbono. A injeção de CO2 requer uma pressão mais baixa 
que a pressão utilizada na injeção miscível de hidrocarboneto; Nitrogênio e gás de combustão. 
Decorrente da alta pressão de miscibilidade, esses processos requerem um maior 
investimento. A vaporização de frações de óleo leve gera a miscibilidade. A injeção desses 
gases proporciona um mecanismo de empuxo de gás (ALVARADO; MANRIQUE, 2016). 
 
2.7. O Fator de Recuperação na Bacia do Recôncavo 
 
Até o ano de 2016, a Bacia do Recôncavo possuía uma produção acumulada de 
aproximadamente 2,096 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Mesmo com toda essa 
produção realizada, as reservas provadas (quantidade de fluido que ainda pode ser obtido de 
um reservatório) da bacia do recôncavo naquele ano, era de 199 milhões de boe, conforme o 
gráfico 7 apresentado neste tópico. De acordo com Loureiro (2017), o Fator de Recuperação 
(FR) da bacia correspondia a 33% naquela época. 
 Gráfico 7: Reservas provadas de petróleo na Bacia do Recôncavo. 
111111111111(MMboe/dia) 
 
 Fonte: LOUREIRO, 2017. 
 
17 
 
 
3. RESULTADOS E DISCUSSÕES 
 
Considerando os dados expostos até aqui e sabendo que o fator de recuperação é 
representado pelo volume recuperável sobre o volume original. Pode-se encontrar o volume 
recuperável de óleo que a Bacia do Recôncavo produziria a partir do ano de 2016, utilizando a 
reserva provada como o volume de óleo original, logo: 
 
Eq. (1) 
𝐹𝑅 = 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑣𝑎𝑑𝑎
 
 
0,33 = 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙
199 (𝑀𝑀𝑏𝑜𝑒)
 
 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙 = 65,67 𝑀𝑀𝑏𝑜𝑒 
 
 
Considerando o barril brent como referência e sabendo que o seu valor em 19 de 
novembro de 2019 às 17:00 horas é de 60,95 dólares. Multiplica-se o volume recuperável 
pelo valor do barril brent e isso resultará em um volume recuperável avaliado em USD 
4.002.586.500 dólares. 
Se um método de recuperação qualquer for aplicado à Bacia do Recôncavo, elevando 
o seu fator de recuperação em apenas 2%, obtém-se um acréscimo significativo em seu 
volume recuperável: 
Eq. (1) 
𝐹𝑅 = 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑣𝑎𝑑𝑎
 
 
 
0,35 = 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙
199 (𝑀𝑀𝑏𝑜𝑒)
 
 
 
 
 
𝑉𝑜𝑙.𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟á𝑣𝑒𝑙 = 69,65 𝑀𝑀𝑏𝑜𝑒 
 
18 
 
 
Multiplicando novamente o valor do barril brent pelo novo volume recuperável 
obtido, obtém-se um valor de volume recuperável equivalente a USD 4.245.167.500 dólares. 
Este valor resulta em uma diferença positiva de mais de 240 milhões de dólares na produção 
onshore na Bahia. Valor que pode influenciar diretamente em novos investimentos. 
 
3.1. Consequências do Aumento do Fator de Recuperação 
 
Aumentar o fator de recuperação na Bacia do Recôncavo é uma tarefa que não 
compete somente às concessionárias, mas também aos governos federal, estaduais e 
municipais, as agências reguladoras estaduais e federal, as universidades e os institutos de 
pesquisas. De tal modo que, se todos juntos contribuírem, o aumento do FR e da produção 
trará consequências significativas nas áreas tecnológica, econômica e social. 
É exemplo prático dessas consequências, o Projeto Ciranda Viva Recôncavo, da 
Companhia PetroRecôncavo, que tem como intuito elaborar um modelo econômico mais 
inclusivo e sustentável na região onde ela opera. Em parceria com a AVSI Brasil (Associação 
Voluntários para o Serviço Internacional – Brasil), a Companhia elaborou o seu plano de 
atuação no projeto para trabalhar com as comunidades através de estratégias de 
responsabilidade social, envolvendo não somente a empresa, mas também, sua rede de 
fornecedores, o poder público local e a participação ativa da população. 
O Ciranda Viva Recôncavo, é um projeto que tem como foco as comunidades de 
Pedras, Flechas e Veadinho, no município de Catu-BA. O seu objetivo é a promoção de 
riqueza e desenvolvimento sustentável dessas comunidades, seguindo os eixos estratégicos 
sem suprimir a obrigação do Estado ou ser assistencialista. Além disso, o projeto atua com o 
eixo socioeducativo através de outros dois projetos incentivados; atua na geração de trabalho 
e renda através da capacitação de profissionais da comunidade para o mercado de trabalho 
com cursos e oficinas; no eixo Ambiental do projeto realizam-se oficinas para abordar os 
temas relacionados a reciclagem e transformação de resíduo em novos produtos. As 
comunidades são contempladas através do reaproveitamento de resíduo da empresa e 
introdução à consciência ambiental (PETRORECÔNCAVO, 2014). 
Outros exemplos das consequências significativas do aumento do fator de recuperação 
são: 
19 
 
• Viabilização dos projetos de implementação de tecnologias de recuperação avançada; 
• Possibilidade de acesso à tecnologia de ponta por empresas de pequeno porte através 
das Universidades; 
• Entrada de novas empresas no mercado petrolífero, ocasionada pela disponibilidade de 
acesso à tecnologia de ponta; 
• Maiorgeração de empregos em função da entrada de novas empresas no mercado de 
exploração e produção de petróleo e gás; 
• Valorização de campos maduros e marginais, por meio de uma regulação especifica 
para esses ativos; 
• Aumento da produção de óleo e gás; 
• Revitalização da economia local (comércios e serviços); 
• Aumento de recolhimentos governamentais das cidades onde estão localizados os 
campos maduros (royalties), permitindo investimentos nas áreas da saúde, educação, 
segurança, entre outros. 
 
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS 
 
A preocupação em melhorar o fator de recuperação deve ser tão importante quanto 
investir em novas descobertas. Visto que a maximização do uso dos recursos produzidos na 
fase de produção (óleo e gás) traz consigo vantagens econômicas como foi mostrado no 
exemplo prático, e sociais, exemplificado com o projeto Ciranda Viva Recôncavo. 
A Bacia do Recôncavo necessita de mais investimentos nesse âmbito para um melhor 
aproveitamento de seus hidrocarbonetos, assim como todo o onshore brasileiro. Diante dos 
desafios expostos na busca pelo aumento do fator de recuperação, cabe ao Governo, à ANP e 
às empresas privadas, desenvolverem arcabouços legais para estimular a implementação de 
projetos, investir em estudos e aperfeiçoar as técnicas de aumento do FR. Com o investimento 
e desenvolvimento destes fatores é certo o aumento da produção e de todos os benefícios que 
ela traz consigo. 
 
 
 
 
 
20 
 
REFERÊNCIAS 
 
 
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PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL EM ÁREAS TERRESTRES. 
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Bahia-UFBA, Salvador, Bahia, 2009. 
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Provadas1de1Petróleo12018.1Rio1de1Janeiro,12019.1Disponível1em:1<https://ww
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10. GAUTO, M. Petróleo e Gás Princípios de Exploração Produção e Refino. (2016). 
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12. LIMA, L. 2020 O Ano da Virada do Onshore. In. REATE 2020 - PROGRAMA DE 
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