Injeção miscível de CO 2

O dióxido de carbono é um dos componentes mais abundantes encontrados ao redor do planeta, tornando muito atrativa a ideia de utilizá-lo para remover óleo de reservatórios encontrados no subsolo. Ele é uma substância simples, geralmente concebida como sendo um gás, embora possa facilmente ser convertido em líquido ou sólido, com temperatura crítica de apenas 88ºF (31ºC) e, como a maioria dos reservatórios tem uma temperatura superior a esta, quando ele é usado para deslocamento miscível, normalmente se encontra em estado gasoso (HOLM, 1982; ROSA et al., 2006).

O que o torna um bom agente de recuperação avançada é o fato de ele ser altamente solúvel em óleo cru, acima de certas pressões de reservatório, e quando dissolvido no óleo, ele expande esse óleo de 10 a 60%, bem como reduz sua viscosidade de 5 a mais de

10 vezes. Se for injetada uma golfada de CO2 a frente da água, em qualquer estágio da

injeção de água, a mistura de óleo e CO2 de baixa viscosidade escoa mais facilmente aos

poços produtores e o óleo cru deixado para trás pode ser apenas 90 a 40% do óleo não inchado. A um primeiro contato, o CO2 não é miscível com o óleo, contudo, sob condições

favoráveis de temperatura, pressão e composição do óleo, gera-se uma frente miscível no reservatório (HOLM, 1982; ROSA et al., 2006). O efeito de inchamento do óleo é ilustrado na Figura 2.9.

Figura 2.9 – Inchamento do óleo devido ao contato com o CO2 miscível.

Fonte: Adaptado de Kossack, 2013.

Mas a vantagem da adoção da injeção de CO2, em relação à injeção de água e/ou

gás, está relacionada com o motivo pelo qual o óleo é deixado para trás por esses métodos convencionais. Ele é deixado para trás tanto porque não recebe o contato dos fluidos injetados, mas também devido às forças capilares entre óleo, água e a rocha porosa nas porções contactadas, que armazenam e retêm o óleo. Portanto, qualquer processo de recuperação avançada deve fazer contato com as áreas ignoradas ou liberar e reduzir o óleo preso, ou mesmo atuar das duas formas (HOLM, 1982).

O CO2 atua das duas formas, tanto invadindo as zonas que não foram anteriormente

invadidas pela água, como reduzindo a saturação de óleo para aproximadamente 5% do volume poroso (VP), onde a invasão anterior da água havia reduzido para apenas 25% do VP. Entretanto, esses efeitos podem não acontecer se não houver um projeto cuidadoso da injeção de CO2, com pressões suficientemente altas, obedecendo a padrões adequados

de injeção, e com algum controle da injeção e escoamento dos fluidos necessários para o alcance dos objetivos de projeto (HOLM, 1982).

Na literatura constam relatos de altas recuperações de óleo (>95%) após a injeção de miscível de CO2, em testes experimentais, e também em campos com áreas varridas

por gás. Entretanto, a baixa eficiência de varrido tem sido um problema para a injeção de CO2 em escala de campo, onde a alta mobilidade do CO2, quando comparado ao óleo e à

água, leva, em muitos casos, à limitação da eficiência de varrido em função do escorregamento entre fases (gravity tonguing e/ou viscous fingering) (LIE, 2013). A Figura 2.10 mostra os efeitos provocados por diferença na densidade e viscosidade dos fluidos injetado e presente no reservatório.

Figura 2.10 – Redução de varrido em função das diferenças de densidade e viscosidade dos fluidos.

Fonte: Adaptado de Kossack, 2013.

Em termos de aplicabilidade desse processo, Rosa et al. (2006) afirmam que ele é aplicável em uma grande porcentagem de reservatórios, sendo condições de aplicabilidade o óleo possuir grau API acima de 25; com intervalo de pressão começando em aproximadamente 1.500 psi (105 kgf/cm²), com um limite prático superior de 6.000 psi (422 kgf/cm²); por fim, os reservatórios devem estar a uma profundidade que viabilize a injeção do fluido a uma pressão acima da necessária para a condição de deslocamento

Caso ideal:

Diferença de densidades:

miscível, mas sem que haja fraturamento da formação. Um esquema de injeção de CO2 é

mostrado na Figura 2.11.

Figura 2.11 – Esquema de injeção de CO2

Fonte: Adaptado de Buchanan e Carr, 2011.

Vantagens da aplicação deste método residem no fato do CO2 promover um

deslocamento miscível eficiente à baixa pressão para a maioria dos reservatórios; sua eficiência de deslocamento ser alta, promovendo a redução da saturação de óleo para cerca de 5% do volume poroso na região contatada; a densidade do CO2 ser próxima da

do óleo e se aproximar da densidade da água, sob certas condições de reservatório, minimizando os efeitos da segregação gravitacional; o CO2 ser de duas a quatro vezes

mais viscoso que o metano no intervalo usual de pressões, o que melhora a eficiência de varrido, quando comparada com a aplicação dos métodos miscíveis com hidrocarbonetos; e se a frente miscível se desintegrar, ela será regenerada por si própria, da mesma forma que ocorre no processo de injeção de gás seco (ROSA et al., 2006).

Como desvantagens, a literatura menciona o fato do CO2 não estar disponível

facilmente, o que não ocorre no caso dos reservatórios do pré-sal brasileiro, em que o óleo é rico neste componente; também que, embora sua eficiência de varrido seja melhor do que a dos métodos miscíveis com hidrocarbonetos, ela ainda pode ser adversa em condições típicas de reservatório, o que torna necessário a injeção alternada de CO2 e

água para a obtenção de uma razão de mobilidades razoável; o fato do CO2 reagir com

água, formando ácido carbônico, que é altamente corrosivo, tornando necessário o uso de ligas metálicas especiais e a proteção para as instalações; e o fato de, quando realizada a injeção alternada de água e CO2, existir a necessidade de dois sistemas de injeção, um

para cada fluido (ROSA et al., 2006).