Outra caracterização consiste em considerar os petróleos como convencionais e não convencionais (USGS, 2003) .
Os óleos convencionais apresentam grau API mínimo de 22 e viscosidade, à temperatura do reservatório, de até 100 cP (centipoise), segundo USGS (2003).
Segundo Mandil (2002) os óleos não convencionais são todos os crus com grau API abaixo de 20.
Óleos pesados têm grau API entre 10 e 20. Óleos extra pesados e betumes têm grau API abaixo de 10 e a diferença entre eles está nas respectivas viscosidades à temperatura do reservatório: maior do que 10.000 cP para os betumes e menor do que 10.000 cP para os óleos extra pesados.
Os óleos não convencionais freqüentemente resultam de oxidação bacteriana de óleos convencionais, dentro da rocha reservatório, influenciando nas propriedades físicas e químicas, as quais são geralmente degradadas, diminuindo o grau API, aumentando a viscosidade e tornando mais elevados os teores de metais pesados, enxofre e nitrogênio.
Estas propriedades fazem com que sejam necessárias soluções específicas para a produção, transporte e refinação.
Tais soluções já existem, mas necessitam de inovações tecnológicas para tornarem-se mais atrativas, economicamente, a exploração destes crus não convencionais e reduzir substancialmente os problemas ambientais associados.
A Figura 2.6 ilustra a caracterização dos petróleos pesados, extrapesados e betume quanto à densidade API e viscosidade dinâmica em centipoise (Saniere et al, 2004).
Existem grandes jazidas de óleos não convencionais no Canadá e na Venezuela, que atingem uma cifra total entre 3 a 4 trilhões de barris, com potencial de recuperação da ordem de 600 bilhões de barris, podendo atender, satisfatoriamente, as futuras necessidades de derivados para consumo mundial (USGS, 2003 e Hirsh et al, 2005).
Os óleos de Athabaska (Canadá) e o óleo Boscan (Venezuela) possuem um alto teor de enxofre (4,27 e 5,27% respectivamente, em massa).
Figura 2.6 – Classificação de petróleos convencionais e não convencionais em função da viscosidade dinâmica e densidade API.
Os petróleos pesados estão amplamente distribuídos em todo o mundo. Metade das reservas mundiais de petróleo é representada pelos petróleos pesados e materiais betuminosos.
A biodegradação é apenas um dos diversos processos que podem alterar as propriedades de um reservatório de petróleo.
Este processo é causado por bactérias que ganham acesso ao reservatório através do fluxo de água de percolação. Estima-se que cerca de 10% das reservas mundiais de petróleo têm sido perdidas por biodegradação e cerca de 10% têm sua composição alterada.
Além da biodegradação, durante o processo de maturação, as rochas matrizes podem gerar petróleo com diferentes propriedades, o que depende do ambiente sedimentar do reservatório.
Durante o processo de migração e acumulação, pode ocorrer a separação das diversas frações do petróleo, semelhantes às operações de desasfaltação e fracionamento por evaporação, por causa do fluxo do óleo pela rocha porosa, originando mudanças na composição do petróleo, produzindo, algumas vezes, os petróleos pesados (Dou et al, 1998).
No Brasil há óleos pesados, tais como:
1) o óleo Marlim que apresenta baixo teor de enxofre (0,78 %), é pesado (grau API 19,2) e ácido (1,2 mg KOH/g), sendo produzido em campos “offshore”, na Bacia de Campos;
2) o petróleo Jubarte , com grau API 17, é extraído da parte norte da Bacia de Campos; 3) o petróleo Siri, com grau API 13, na parte “onshore” da Bacia do Espírito Santo.
Das reservas provadas da Petrobras, 3 bilhões de barris são de óleos com densidade abaixo de 19o API (Revista Petro & Química, 2005).
Na área de óleo pesado, as pesquisas visam tornar viável a explotação de acumulações offshore por seu menor valor agregado e pelo fato de não existir, em nível mundial, tecnologia para extração.
A pesquisa que está dando resultados mais promissores é a do escoamento bifásico em dutos do tipo “coreflow”. Esta estratégia tem a função de resolver um dos problemas que mais inviabilizam a produção do óleo pesado: a dificuldade de escoamento nos dutos, em função da sua viscosidade.
Pelo método normal, o óleo e a água produzida no poço se misturam nos dutos. Já o “coreflow” tem um dispositivo difusor da água, que é orientada para a parede do tubo, deixando o óleo circular pelo meio.
Resultado: o coreflow reduz em até 225 vezes a perda de carga provocada pelo atrito do óleo com o tubo (Obregón, 2001 e UNICAMP, 2006).
2.4.1.1 Reservas Mundiais de Petróleos Convencionais
De acordo com as últimas estimativas, mais de três quartos das reservas mundiais de petróleo estão localizados nos países pertencentes à OPEP.
Grande parte das reservas da OPEP encontra-se no Oriente Médio, na Arábia Saudita, Irã e Iraque os quais contribuem com 57% das reservas totais da OPEP.
Atualmente, as reservas da OPEP atingem a cifra de 900 bilhões de barris (OPEC, 2005).
A Figura 2.7 mostra a relação das reservas de petróleo, em 2004, entre os países pertencentes à OPEP, detentores de 78% das reservas petrolíferas mundiais e os países não participantes da OPEP, os quais contribuem com 22%. Na mesma Figura vê-se a contribuição de cada país participante da OPEP.
Figura 2.7 – Reservas mundiais de petróleo de países alinhados e não alinhados à OPEP em 2004. EAU é a abreviação de Emirados Árabes Unidos.
2.4.1.2 Reservas Mundiais de Petróleos não Convencionais
O Ocidente tem 69% das reservas mundiais, tecnicamente recuperáveis, de petróleo pesado e 82% das reservas mundiais de betume, também tecnicamente recuperáveis. O Oriente, por sua vez, conta com 85% das reservas mundiais de petróleo leve.
Os petróleos pesados e o betume estão presentes em todo o mundo, conforme apresentado na Tabela 2.5 (Meyer et Attanasi, 2003).
As grandes acumulações de petróleo pesado encontram-se na região do Orinoco, na Venezuela, que contém 90% do total mundial de petróleo extrapesado.
Oitenta por cento das reservas conhecidas de betume encontram-se na região de Alberta, no Canadá. Juntos, esses dois depósitos de hidrocarbonetos contêm cerca de 3.600 bilhões de barris.
O volume tecnicamente recuperável estimado de petróleo pesado (434 bilhões de barris) e betume (651 bilhões de barris), em acumulações conhecidas é aproximadamente igual às reservas de petróleos convencionais, remanescentes na Terra, conforme Tabela 2.5 e Figura 2.8.
Tabela 2.5 – Distribuição, por região, de reservas tecnicamente recuperáveis de petróleo pesado e de betume em bilhões de barris (BBO).
Petróleo pesado Betume Região Fator de Recuperação (1) Tecnicamente Recuperável (BBO) Fator de Recuperação (1) Tecnicamente Recuperável (BBO) América do Norte 0,19 35,3 0,32 530,9 América do Sul 0,13 265,7 0,09 0,1 Ocidente - 301,7 - 531,0 África 0,18 7,2 0,10 43,0 Europa 0,15 4,9 0,14 0,2 Oriente Médio 0,12 78,2 0,10 0,0 Ásia 0,14 29,6 0,16 42,8 Rússia 0,13 13,4 0,13 33,7 Oriente - 133,3 - 119,7 Total Mundial - 869,3 - 1301,4
(1) Fatores de recuperação baseados em estimativas técnicas, publicadas por produtores de petróleos pesados e betume. Quando indisponíveis, foram considerados valores, para o fator de recuperação, da ordem de 10% e 5% para petróleo pesado e betume em reservatórios formados por arenito ou por carbonato, respectivamente (Meyer et Attanasi, 2003).
Figura 2.8 – Distribuição mundial das reservas de petróleos convencionais e não convencionais, em bilhões de barris.
Fonte: Meyer et Attanasi, 2003.