Recuperação terciária ou avançada de petróleo

Visto que, cerca de 60 a 70 % do petróleo contido no reservatório não pode ser produzido por métodos convencionais, os métodos de recuperação avançada surgem de modo a aumentar o fator de recuperação (FINK, 2003).

A recuperação terciária ou avançada corresponde a quantidade de óleo e/ou gás recuperada pela injeção de materiais não presentes no reservatório. Vários métodos de recuperação avançada de petróleo são utilizados para minimizar o óleo residual deixado no reservatório, após as recuperações primária e secundária terem atingidos seus limites econômicos (LAKE, 1989; LAKE, 2014).

Os métodos de recuperação avançada são classificados em três categorias principais (ROSA et al., 2006):

 Métodos Miscíveis;

 Métodos Químicos;

 Métodos Térmicos.

A escolha do método vai depender de diversos fatores como: a característica do reservatório, da rocha, do fluido e do retorno monetário. Por isso, é necessário a elaboração de um projeto que contenha simulações numéricas do reservatório e uma análise econômica do processo (BARILLAS, 2005).

48 2.11.4.1 Métodos Miscíveis

Os métodos miscíveis são métodos que se caracterizam pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. Esse processo é importante, pois ele possui a capacidade de reduzir as forças capilarares e interfaciais que retém o óleo no reservatório. A propriedade dos fluidos responsável por essa capacidade é a miscibilidade. Dois ou mais fluidos são miscíveis quando, misturados a quaisquer proporções, formam um sistema composto por uma única fase. A miscibilidade entre duas substâncias líquidas depende da sua semelhança química e das condições de temperatura e pressão a que estão submetidas (ROSA et al., 2006). Entre os métodos miscíveis podem ser considerados a injeção de banco de GLP, injeção de gás seco a alta pressão, a injeção de gás enriquecido, injeção de CO2 e a injeção de gás inerte.

Injeção de banco de GLP

Os gases liquefeitos de petróleo (GLP) são gases miscíveis ao óleo, compostos por (C2 – C4) ou ainda a combinação destes componentes. O processo de deslocamento consiste em injetar um banco dimensionado de GLP, que objetiva deslocar o banco de óleo em direção aos poços de produção como mostrado na Figura 24. O banco de GLP, posteriormente, é deslocado por um gás seco (ROSA et al., 2006).

Com o objetivo de aumentar a eficiência de varrido e diminuir a mobilidade do gás, costuma-se injetar alternadamente bancos de gás e de água, que são produzidos juntamente com o óleo. Esse processo onde são injetados alternadamente bancos de água e de gás é denominado WAG (Water Alternating Gas) (ROSA et al., 2006).

Em um processo de injeção de banco de GLP, é necessário um reservatório fino, com profundidade maior do que 2000 ft, com saturação do óleo maior do que 30 %, viscosidade inferior a 10 cp e gravidade API maior do que 35ºAPI. Arenitos e carbonatos minimamente fraturados são recomendados (LYONS et al., 2004).

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Henderson et al. (1953) estudaram o processo de recuperação de óleo utilizando o GLP. Concluíram que a recuperação do óleo foi superior a 95 %.

Koch Jr. e Slobod (1957) estudaram o processo de injeção de GLP ou propano antes da injeção de gás seco. Concluíram que a quantidade de propano ou GLP injetada deve ser baixa para se obter elevada taxa de recuperação do óleo.

Lacey (1961) apresentou uma análise da injeção de GLP sob alta pressão, baseada no teste de fluxo de fluidos em modelos areais. O autor concluiu que pequenos bancos de GLP não são eficientes no aumento da recuperação de óleo em reservatórios horizontais.

Injeção de Gás Enriquecido

O processo de gás miscível com gás enriquecido, também chamado de mecanismo de gás condensado, é semelhante ao processo do banco de GLP. A única diferença é que o gás enriquecido, não é prontamente miscível ao óleo do reservatório. Essa miscibilidade é atingida após um processo chamado de múltiplos contatos (ROSA et. al., 2006).

Arnold et al. (1960) determinou a eficiência de pequenos bancos de gás enriquecido com metano no deslocamento do óleo em meios porosos. Determinou também, os

Fonte: ROSA et al. (2006)

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efeitos que o tamanho do banco e a sua composição provocam em sua eficiência. Concluíram que a injeção de gás rico oferece uma alta recuperação de óleo utilizando pouca quantidade de material enriquecido.

O processo de injeção de gás enriquecido deve ser utilizado em reservatórios com viscosidade entre 5 e 10 cp, gravidade API maior que 30 ºAPI.

Shelton et al. (1973) utilizou gás enriquecido com propano com o objetivo de reduzir a viscosidade do óleo e aumentar a recuperação do óleo. Concluíram que o processo de injeção cíclica de gás usando gás rico aumenta a produção de óleo viscoso através da redução da viscosidade do óleo.

Ballard et al. (1972) revisaram a teoria do deslocamento de gás rico miscível, examinaram as limitações impostas pela pressão operacional e apresentaram cálculos de engenharia e aproximações de um projeto de injeção de gás rico sob baixa pressão no Oeste do Texas. Concluíram que o processo de golfadas de gás miscível é aplicável somente em reservatórios submetidos à pressões superiores a 1400 psi.

Beare et al. (1999) investigou formas para aumentar a produção de óleo utilizando esquemas de reinjeções massivas de gás comparadas com o mais convencional WAG ou injeção de água. Os autores concluíram que a injeção de gás rico alternada a de gás pobre varre uma grande área vertical do reservatório, resultando em uma saturação de óleo residual baixa.

Injeção de gás seco a alta pressão

O processo de injeção de gás seco consiste na injeção de um gás pobre a uma pressão suficientemente alta com o objetivo de provocar uma vaporização retrógrada do óleo cru e a formação de um banco miscível, rico em compostos intermediários, entre o óleo e o gás, como apresentado na Figura 25. Portanto, a principal diferença entre a injeção de gás seco e o processo de gás enriquecido é que nesta os componentes intermediários são transferidos do óleo para o gás enquanto que, naquela eles são transferidos do gás para o óleo (ROSA et. al., 2006).

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O processo de injeção de gás seco a alta pressão é indicado para reservatórios finos, com profundidade maior do que 5000 ft, com saturação do óleo maior do que 30 %, viscosidade inferior a 10 cp e gravidade API maior do que 24ºAPI. Arenitos e carbonatos minimamente fraturados são recomendados (LYONS et al., 2004).

Dykstra e Mueller (1965) descrevem um método para obter as composições das fases gás e óleo em equilíbrio sob condições do reservatório, mesmo se o gás rico ou pobre for injetado em um reservatório em que as fases óleo e gás não se mantenham em equilíbrio. Concluíram que o método de cálculo das propriedades dos fluidos e a composição das fases utilizando correlações devem ser utilizados para investigar a viabilidade de projetos de injeção de gás antes dos testes laboratoriais.

Aziz e Firoozabadi (1986) avaliaram a mínima pressão de miscibilidade necessária para a injeção de gás pobre ou N2. Concluíram que a pressão mínima de miscibilidade para processos VGD (Vaporizing Gas Drive) são diferentes para N2 e gás pobre. Newley e Begg (1992) estudaram o impacto que as heterogeneidades do reservatório causam na recuperação do óleo em um reservatório submetido à injeção de gás pobre. Concluíram que a presença de heterogeneidades pode provocar uma redução significante na recuperação do óleo residual na injeção de gás pobre.

Palásthy et al. (2004) estudaram o impacto que a injeção de gás pobre causa no reservatório de óleo extra leve Tisza-1, localizado no campo de Algyo na Hungria. Concluíram que a injeção de gás pobre aumentou a recuperação de óleo em 11%.

Fonte: ROSA et al. (2006)

52 Injeção de CO2

O processo de injeção miscível de CO2 é semelhante ao processo de injeção de gás seco a alta pressão. A zona miscível entre o CO2 e o óleo, assim como no gás pobre, é formada pela transferência de componentes do óleo para o CO2. Isso é obtido através de múltiplos contatos da frente de CO2 com o óleo do reservatório. Assim, como no gás seco, a injeção de CO2 não recupera todo o óleo da área contratada enquanto a frente miscível está sendo formada ou regenerada (ROSA et al., 2006).

Apesar dos processos com CO2 e gás pobre serem semelhantes, estes apresentam algumas diferenças. No caso do gás pobre, componentes C2 – C6 são vaporizados a partir do óleo, devendo, portanto, o mesmo conter elevadas quantidades desses componentes para o processo funcionar. Entretanto, o CO2 tem um intervalo de vaporização de hidrocarbonetos maior que o gás seco, podendo extrair componentes mais pesados no intervalo de C2 – C30, o que significa que o CO2 pode ser miscível em óleos cujas quantidades de componentes C2 – C6 são menores. Essa característica torna o processo aplicável a um grande número de reservatórios, uma vez que a maior parte dos reservatórios perdem as frações de C2 – C6 durante a recuperação primária por mecanismos de gás em solução (ROSA et al., 2006).

O tamanho do banco inicial de CO2 é de cerca de 5% do volume poroso. Posteriormente, segue uma injeção alternada de água e CO2 até que se tenha um volume injetado acumulado de CO2 de 15 a 20% do espaço poroso. Desde então, injeta-se apenas água que, ao avançar no meio poroso, aprisiona o CO2 sob a forma de saturação residual que ocupa os poros que anteriormente eram preenchidos com óleo residual. A Figura 26 é uma representação esquemática da injeção CO2 (ROSA et al., 2006).

A injeção de CO2 é utilizada em reservatórios finos, que apresentem uma profundidade superior a 2000 ft, saturação maior que 30 %, viscosidade inferior a 10 cp e gravidade API superior a 26 º API. Arenitos e carbonatos minimamente fraturados são recomendados (LYONS et al., 2004).

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Fonte: U.S Department of Energy, Bartlesville, Oklahoma

Lewis (1965) descreveu a injeção de nitrogênio como mecanismo de capa de gás, simultaneamente com a injeção de CO2 dentro da zona de óleo como um mecanismo de gás miscível.

Parrish (1971) estudou o processo em que o CO2 é primeiramente injetado, depois o gás combustível ou o ar é injetado, seguido por água.

Picha (2007) propôs um método de injeção de CO2 superaquecido para reduzir a viscosidade e dar mobilidade ao óleo. Concluiu que é necessário analisar a viabilidade técnica e econômica antes de injetar o CO2.

Nasir et al. (2008) determinaram as propriedades dos fluidos que têm maior impacto na recuperação de óleo por injeção de gás miscível. Concluíram que as incertezas na viscosidade do óleo, densidade e fator volume – formação causam um erro de 20 %, 14% e 30 %, respectivamente, na previsão da produção de óleo.

Injeção de Nitrogênio

O nitrogênio ou o gás de combustão (87% N2 e 12% CO2) são utilizados no lugar de gases de hidrocarbonetos devido a sua economicidade. O nitrogênio apresenta algumas vantagens frente ao CO2 em algumas situações. O nitrogênio é vantajoso não só devido ao

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seu baixo custo, mas também devido a sua baixa compressibilidade, ou seja, para uma dada quantidade de N2 injetado no reservatório em certas condições standard, o nitrogênio ocupará muito mais espaços no reservatório do que o CO2 ou o metano nas mesmas condições (LYONS et al.,1996).

Entretanto, tanto o nitrogênio quanto o gás de combustão possuem um fator de recuperação inferior do que o CO2, visto que o Nitrogênio possui uma baixa viscosidade e uma baixa solubilidade ao óleo, o que requer uma alta pressão para gerar miscibilidade. Essa pressão requerida deve ser de 4 a 5 vezes maior que a requerida para a injeção do CO2 (LYONS et al.,1996).

Para se utilizar a injeção de nitrogênio, é necessária uma formação fina, com uma profundidade superior a 4500 ft, com saturação superior a 30 %, viscosidade inferior a 10 cp e gravidade API superior a 24 ºAPI (LYONS et al., 2004).

Wuenche R. (1978), Clancy et al. (1981), estudaram os aspectos econômicos da injeção de nitrogênio, para a recuperação avançada de óleo, em comparação à injeção de gás natural. Nestes estudos, houve a conclusão de que o custo da injeção de nitrogênio era muito inferior à injeção de gás natural.

Theobald (1979) relatou a produção de nitrogênio. Ele descreve um aumento na produção de nitrogênio que pode ser injetado na formação.

Kantzas et al. (1988) testou a eficiência da injeção de gás inerte em diferentes formações, tais como: meios consolidados, meios inconsolidados e o arenito berea. Para o arenito berea, este método se mostrou pouco eficiente.

Hudgins et al. (1990) estudou e apresentou resultados da injeção de nitrogênio para a recuperação avançada de óleo leve. Concluíram que a injeção de nitrogênio é mais eficaz do que outro processo de produção primária ou injeção de água.

Mungan (2003) demonstrou que a injeção de gás miscível em reservatórios de baixa permeabilidade e naturalmente fraturados recupera mais óleo à baixa pressão de injeção do que a injeção de gás imiscível. Concluiu que realmente a injeção de gás miscível em um reservatório de baixa permeabilidade e naturalmente fraturado recupera mais óleo do que a injeção de gás imiscível.

55 2.11.4.2 Métodos Químicos

Os métodos químicos de recuperação do óleo incluem a injeção de polímero, surfactante/polímero e solução ASP (Álcali – Surfactante – Polímero). Esses métodos envolvem a mistura de produtos químicos em água antes da injeção. Entretanto, esses métodos requerem condições que são muito favoráveis a injeção de água como: viscosidade do óleo de baixa a moderada e permeabilidades do óleo de moderadas a altas. Ou seja, os métodos químicos são utilizados quando a viscosidade do óleo está entre aquela em que é possível utilizar métodos de injeção de gás e aquela em que só é possível utilizar métodos térmicos. As Formações argilosas devem ser evitadas pois as argilas aumentam a adsorção dos produtos químicos injetados (LYONS et al.,1996).

Injeção de polímero

A injeção de polímeros consiste na injeção de polímeros à água de injeção com a finalidade de reduzir sua mobilidade. Essa mobilidade é diminuída através do aumento da viscosidade e da diminuição da permeabilidade efetiva à água. Em geral, a injeção de polímeros somente é viável se a razão de mobilidade da água injetada é alta e/ou quando a heterogeneidade do reservatório é alta (ROSA et al., 2006).

A Figura 27 mostra um esquema de uma sequência de injeção de polímero: o

preflush que consiste em uma salmoura de baixa salinidade, um banco de óleo, uma solução

polimérica, um banco de água doce para proteger a solução polimérica de uma diluição adiantada e a injeção de água (LYONS et al., 1996).

Vários polímeros são utilizados para a recuperação de petróleo tais como: goma xantana, poliacrilamida hidrolisada, copolímeros, carboximetilhidroxietilcelulose, ácido poliacrílico, goma guar e amido pré-gelatinizado.

A injeção de polímero como método de recuperação é aplicável em uma formação com uma profundidade inferior a 9000 ft, e uma temperatura inferior a 450 ºF, que apresente saturação superior a 10 %, viscosidade inferior a 100 cp e gravidade API superior a 25 ºAPI (LYONS et al., 2004).

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Zaitoun e Kohler (1987,1988) mediram as permeabilidades relativas à água e ao óleo antes a após absorção de polímero em meios porosos. Concluíram que a adsorção de biopolímeros e da poliacrilamida em amostras de arenitos reduz a permeabilidade relativa à água.

Wassmuth et al. (2007), analisou o impacto que a injeção de polímero tem sobre a recuperação de óleo. Concluíram que a injeção de polímeros em amostras saturadas com óleo pesado aumentam a eficiência de deslocamento.

Seright et al. (2010), examinou a possibilidade de se utilizar polímeros para recuperar óleos viscosos em locais onde a utilização de métodos térmicos é inviável. Concluíram que a injeção de polímeros em reservatórios detentores de óleos viscosos, é viável quando o preço do barril de petróleo está elevado.

Shiran e Skauge (2015) investigaram a propagação de polímero em diferentes estágios de molhabilidade, objetivando prever a eficiência de recuperação da injeção de polímero. Concluíram que a eficiência de deslocamento do polímero é altamente vulnerável à molhabilidade inicial do meio poroso.

Fonte: LAKE (1989)

57 Injeção de Solução ASP (Álcali-Surfactante-Polímero)

O método ASP consiste na injeção de uma solução aquosa contendo um surfactante, um polímero e uma substância alcalina. Este método apresenta um custo inferior ao da solução micelar.

As substâncias alcalinas e os surfactantes utilizadas no método visam reduzir a tensão interfacial entre os fluidos deslocante e o deslocado, aumentando assim a eficiência de varrido, ou seja, reduzindo a saturação de óleo residual após a injeção. A Figura 28 ilustra o método ASP (ROSA et al, 2006).

Figura 28 - Injeção de Solução ASP

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A injeção de solução ASP como método de recuperação é aplicável em uma formação com uma profundidade inferior a 9000 ft, e uma temperatura inferior a 200 ºF, que apresente viscosidade inferior a 200 cp e gravidade API superior a 13-35 ºAPI (LYONS et al., 2004).

Hou et al. (2006) estudou a relação entre a viscosidade da solução ASP e a recuperação do óleo em meios porosos heterogêneos. Mais de 50 testes foram feitos utilizando métodos artificiais. Concluíram que a injeção de solução ASP em reservatórios heterogêneos aumentam a eficiência de varrido do processo.

Kumar e Mohanty (2010) desenvolveram métodos para aumentar a recuperação de óleos viscosos. Concluíram que com o aumento da vazão, a recuperação de óleo diminui e a perda de carga aumenta.

Kumar et al. (2010) desenvolveu um método de solução ASP para aumentar a recuperação de óleo pesado em reservatórios no norte do Alasca. Concluíram que as golfadas de solução ASP, seguidas de golfadas de polímeros cônicos pode recuperar por volta de 100 % do óleo contido na amostra.

Zhang et al. (2012) desenvolveu uma solução ASP com baixa concentração de surfactante, com o objetivo de aumentar a recuperação do óleo. Concluíram que das duas amostras de solução ASP, a segunda foi a que recuperou mais óleo.

Injeção de solução micelar

A injeção de solução micelar ou microemulsão consiste na injeção de um volume de solução micelar com o objetivo de formar um banco micelar no reservatório. Esse banco se movimenta pelo reservatório deslocando todo o óleo e a água adiante dele em direção ao poço produtor. O banco micelar é seguido por um banco de polímero para controlar a mobilidade. Depois que um volume suficiente de polímero é injetado, uma injeção de água é utilizada (ROSA et al., 2006). A Figura 29 mostra a aplicação do método de injeção de solução micelar em uma operação de recuperação terciária.

59 Figura 29 - Injeção de Solução Micelar

Davis et al. (1968) apresentaram o conceito de injeção de solução micelar e discutiu as características da injeção de solução micelar. Em seguida, apresentou resultados experimentais. Concluíram que as golfadas de solução micelar removem completamente o óleo da porção da rocha em contato.

Limon et al. (1980) criaram um processo de solução micelar utilizando um modelo matemático bidimensional. Concluíram que a orientação do grid afeta o comportamento previsto.

Earlouguer et al. (1976) realizaram 17 testes de injeção de solução micelar para demonstrar a aplicabilidade deste processo como uma ferramenta de recuperação terciária. Concluíram que esses testes produziram mais de um terço de milhões de barris de óleo terciário.

60 2.11.4.4 Métodos Térmicos

Em reservatórios de óleo com viscosidade elevada, a utilização de um processo convencional de recuperação é ineficiente pois, um óleo com viscosidade elevada dificulta o seu movimento dentro do meio poroso, enquanto que o fluido injetado (água ou gás), por ter uma mobilidade muito maior, cria caminhos preferenciais em direção ao poço produtor, resultando em uma baixa eficiência de varrido e uma baixa taxa de recuperação (THOMAS, 2001).

Existem dois tipos de métodos térmicos que provocam o aquecimento do fluido no reservatório. Em um deles o calor é gerado na superfície e posteriormente, transportado para o interior da formação, utilizando-se de um fluido. Já no outro grupo o calor é gerado no interior do reservatório a partir da combustão de parte do óleo ali existente (THOMAS, 2001). A água é utilizada como meio para transportar o calor da superfície até o reservatório. A água é injetada na forma de vapor ou a uma temperatura elevada, estando ainda no estado líquido.

Os métodos térmicos objetivam reduzir a viscosidade do óleo através do aumento de sua temperatura. Os métodos térmicos mais comuns são a injeção de vapor e a combustão

in-situ (ROSA et al., 2006).

Combustão in-situ

A Combustão in-situ se inicia através da injeção de ar aquecido: um processo de oxidação do óleo que gera calor e que é intensificada até se chegar a uma temperatura chamada “ponto de ignição”, a partir do qual está estabelecida a combustão. A partir daí injetando-se ar frio o processo continua e o calor gerado desencadeia processos que elevam o fator de recuperação (THOMAS, 2001). A Figura 30 mostra várias zonas formadas em um reservatório sujeito a combustão.

A Combustão in-situ é aplicável em uma formação com uma profundidade superior a 500 ft, com espessura maior que 10 ft, uma temperatura superior a 150 ºF, que apresente saturação superior a 10 %, viscosidade inferior a 1000 cp e gravidade API de 10 a 25 ºAPI (LYONS et al., 2004).

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Breston, J. (1958) realizou uma revisão bibliográfica da utilização do método de combustão in situ para a recuperação de óleo. Concluíram que a combustão in situ são métodos que apresentam viabilidade econômica para a recuperação do óleo pesado.