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Estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos de dupla-porosidade

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Academic year: 2017

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(1)

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA - CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA - CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO – PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO

2

EM RESERVATÓRIOS

CARBONÁTICOS DE DUPLA-POROSIDADE

ANDERSON LUIZ SOARES LEÃO

ORIENTADOR:

Prof.ª Dr. Wilson da Mata

(2)

UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede. Catalogação da Publicação na Fonte.

Leão, Anderson Luiz Soares.

Estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos de dupla-porosidade / Anderson Luiz Soares Leão. – Natal, RN, 2014.

108 f.

Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata.

Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Tecnologia. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo.

1. Rochas Carbonadas – Dissertação. 2. Reservatórios carbonáticos – Dissertação. 3. Pré-sal – Dissertação. 4. Reservatórios profundos I. Mata, Wilson. II.Título.

(3)

ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO

2

EM RESERVATÓRIOS

CARBONÁTICOS DE DUPLA-POROSIDADE

(4)
(5)

Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia do Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Explotação de Petróleo e Gás Natural (ERE), Natal-RN, Brasil.

(6)

RESUMO

As rochas carbonáticas ocupam, numa visão global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas estão presentes nas diversas unidades litoestatigráficas da Terra. Os reservatórios carbonáticos são reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simulação numérica. Os modelos de dupla porosidade são descritos por funções de tranferências que modelam o fluxo de óleo entre matriz e fraturas. Em um reservatório carbonático naturalmente fraturado o sistema de fraturas é determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservatórios carbonáticos do mundo estão situados no Oriente Médio e na América do Norte. As maiores reservas de óleo brasileiras encontradas neste tipo de reservatório estão localizadas nos campos do Pré-Sal. No Pré-Sal, um volume significativo de dióxido de carbono é produzido juntamente com o óleo. A disponibilidade de um volume consideravél de dióxido de carbono derivado da produção de óleo no Pré-Sal favorece a utilização dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por injeção de gás. O

processo de injeção de dióxido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o óleo e o dióxido de carbono causa uma frente miscível entre as duas fases causando inchamento e vaporização do óleo dentro do reservatório. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservatório de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6° Projeto de Soluções Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranferência de massa fluida entre elas, características de reservatórios naturalmente fraturados. Foi feita uma análise da injeção de diferentes vazões de dióxido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redução de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produção de óleo como resultado. A injeção de 25 milhões de pés cúbicos por dia de CO2 foi a vazão que obteve a melhor fator de recuperação.

Palavras-chave: Rochas Carbonadas, Reservatórios carbonáticos, Pré-sal, Reservatórios profundos.

(7)

the earth. Carbonate reservoirs are naturally fractured fields, that require a differentiated approach in modeling into numerical simulation programs. The dual porosity models are described by transfers functions that model the oil flow between matrix and fractures. In a naturally fractured carbonate reservoir, the fractures systems are determinant on how the fluid flow inside the reserve. The largest carbonate reservoirs in the world are located in the Middle East and North America. The largest Brazilian oil reserves found in this type of reservoir are located in the pre-salt fields. At Pre-Salt, a significant volume of carbon dioxide is produced along with the oil. The availability of a considerable amount of carbon dioxide derived from oil production in the pre-salt favors the use of EOR (Enhanced Oil Recovery) procedures by gas injection. The process of injecting carbon dioxide has been used in a large number of projects around the world. The affinity between oil and carbon dioxide creates a miscible bank between two immiscible phases (gás and oil) causing swelling and vaporization of the oil in the reservoir. For this study, a dual-porosity base model reservoir developed by CMG (Computer Modelling Group) for the SPE 6º Comparative Solution Project was used, and it

models fractures and matrix systems and the transfer of fluid mass between them, one characteristic of naturally fractured reservoirs. An analysis of different injection flow rates of carbon dioxide in the base model and similar models has been made, with an increase and reduction of 5 and 0.5 points in the properties of porosity and permeability of the matrix, respectively, with oil production as a result. The injection of 25 million cubic feet per day of CO2 achieved the best oil recovery factor.

(8)

Não há nenhuma qualidade tão essencial

para o sucesso de qualquer tipo, como a

qualidade da perseverança. Ela supera quase

tudo, até mesmo a natureza.

(9)

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte e ao PPGCEP.

A CMG (Computer Modeling Group) pela licença concedida ao simulador.

Ao Professor e Orientador, Dr. Wilson da Mata, que confiou na realização deste trabalho e pela a oportunidade concedida no programa.

Aos professores do PPGCEP, pela transmissão de novos conhecimentos.

Ao Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo (LEAP).

Aos amigos e a todos que diretamente ou indiretamente contribuíram para a concretização deste trabalho.

(10)

1 Introdução ... 20

2 Aspectos teóricos ... 24

2.1 Rochas Carbonáticas ... 24

2.2 Reservatórios Naturalmente Fraturados ... 25

2.2.1 Classificação dos reservatórios fraturados ... 27

2.2.2 Avaliação de reservatório naturalmente fraturado... 28

2.2.3 Comportamento da produção em reservatórios naturalmente fraturados ... 29

2.2.4 Modelagem de reservatórios naturalmente fraturados... 31

2.2.5 Simulação de reservatórios naturalmente fraturados ... 33

2.3 Processo de Recuperação em Reservatórios Fraturados ... 38

2.4 Processos de Recuperação de Reservatórios de Petróleo ... 40

2.4.1 Métodos especiais de recuperação ... 41

3 Estado da arte... 50

4 Materiais e métodos ... 57

4.1 Ferramentas computacionais ... 57

4.1.1 Módulo WINPROP ... 57

4.1.2 Módulo BUILDER ... 57

4.1.3 Módulo GEM ... 58

4.2 Modelagem do Reservatório ... 58

4.2.1 Propriedades do reservatório ... 58

4.3 Modelo de Fluido ... 60

4.3.1 Ajuste dos dados da liberação diferencial ... 63

4.3.2 Ajuste da viscosidade do óleo e gás ... 64

4.3.3 Diagrama de pressão e temperatura ... 65

4.3.4 Cálculo das pressões de miscibilidade ... 66

4.4 Descrição do estudo original da SPE ... 67

4.5 Metodologia de trabalho ... 68

5 Resultados e discussões ... 72

(11)

reduzida para as vazões estudadas. ... 78

5.3 Análise da injeção de CO2 do modelo de porosidade e permeabilidade da matriz aumentada para as vazões estudadas. ... 85

5.4 Comparação do caso de injeção de CO2 de 25MM m³/dia para os diferentes modelos estudados (SPE, Reduzido e Aumentado) ... 92

6 Conclusões e Recomendações ... 95

6.1 Conclusões ... 95

6.2 Recomendações ... 96

(12)

Figura 2.1- Rocha carbonática fraturada (TONIETTO, 2010) ... 24

Figura 2.2- Blocos dos meios poroso e fraturado sobrepostos no espaço ... 25

Figura 2.3- Visualização de um sistema naturalmente fraturado (CIVAN et al, 2002) ... 26

Figura 2.4- Classificação de Fraturas (NELSON, 2001) ... 27

Figura 2.5– Representação dos blocos de matriz e fratura do modelo de dupla-porosidade (PAIVA, 2012) ... 33

Figura 2.6– Modelo proposto por Warren e Root (1963) ... 35

Figura 2.7– Modelo proposto por Barenblatt (1960) ... 36

Figura 2.8– Métodos de Recuperação, adaptado do livro de Rosa et al (2006) ... 40

Figura 2.9- Representação esquemática da injeção contínua de CO2(• BUCHANAM e CARR, 2011) 45 Figura 2.10- Representação esquemática da injeção de CO2 por WAG (ROSA et al, 2006) ... 45

Figura 2.11- Diagrama ternário (MEHDIZADEH et al, 1985) ... 48

Figura 4.1– Modelo do Reservatório em 3-D. ... 59

Figura 4.2– Gráfico dos dados experimentais e das rergessões para Rs e Bo ... 64

Figura 4.3– Gráfico dos dados experimentais e das regressões do fator Z e Bg ... 64

Figura 4.4– Gráfico dos dados experimentais e das regressões das gravidades específicas ... 64

(13)

Figura 4.7 - Gráfico Ternário do Fluido em Estudo ... 67

Figura 5.1 - Fator de Recuperação do Modelo Base da SPE para as vazões de injeção estudadas ... 73

Figura 5.2– Vazões de Óleo para os Casos de Injeção do Modelo Base da SPE ... 74

Figura 5.3 - Injeção para os Casos de Injeção do Modelo Base da SPE ... 75

Figura 5.4 - Saturação Média de Óleo no Reservatório ... 76

Figura 5.5 - Mapas 3D de Pressão para o Caso de Injeção 25MM do Modelo Base da SPE ... 77

Figura 5.6 - Mapas de Saturação de Gás nas Fraturas para o Caso de 25MM ... 78

Figura 5.7 - Fator de Recuperação dos Casos de Injeção para o Modelo de Porosidade e Permeabilidade da Matriz Reduzida. ... 80

Figura 5.8 - Vazões de Óleo para os Casos de Injeção do Modelo de Porosidade e Permeabilidade da Matriz Reduzida. ... 81

Figura 5.9 - Injetividade para os Casos de Injeção do Modelo de Porosidade e Permeabilidade Reduzida ... 82

Figura 5.10 - Saturação Média de Óleo no Reservatório para os Casos de Injeção do Modelo de Porosidade e Permeabilidade da Matriz Reduzidas ... 83

Figura 5.11 - Mapas 3D de Pressão para o Caso de Injeção de 25MM do Modelo de Porosidade e Permeabilidade Reduzidas ... 84

(14)

Permeabilidade Aumentada ... 86

Figura 5.14 - Vazão de Óleo para os Casos de Injeção do Modelo de Porosidade e Permeabilidade Aumentadas ... 87

Figura 5.15 – Vazão de Injeção para os Casos de Injeção do Modelo de Porosidade e Permeabilidade Aumentadas ... 88

Figura 5.16 - Saturação Média de Óleo no Reservatório do Caso de Injeção de 25MM para o Modelo de Porosidade e Permeabilidade Aumentadas... 89

Figura 5.17 - Mapas de Pressão 3D dos Casos de Injeção para o Modelo de Porosidade e Permeabilidade Aumentanda ... 90

Figura 5.18 - Mapas 3D de Saturação de Gás nas Fraturas para o Caso de Injeção de 25MM do Modelo de Porosidade e Permeabilidade Aumentadas ... 91

Figura 5.19 - Fator de Recuperação dos modelos SPE, Reduzido e Aumentado para o caso de vazão de 25MM m³/dia ... 92

(15)

Tabela 4.1– Propriedades do Reservatório ... 59

Tabela 4.2 – Propriedades das fraturas ... 59

Tabela 4.3 – Pressão capilar das fraturas em função da saturação de gás ... 60

Tabela 4.4 – Composição do Óleo... 60

Tabela 4.5 – Dados da Liberação Diferencial ... 61

Tabela 4.6 – Dados de viscosidade do óleo e gás com variação da pressão ... 62

Tabela 5.1 – Características operacionais e de reservatório ... 72

Tabela 5.2– Características operacionais e de reservatório ... 79

(16)

Descrição Unidade

A – Área da seção transversal cm²

At– Área total do meio poroso m²

Avt– Área vertical total da seção transversal m²

API – American Petroleum Institute °C – Grau Celsius

C1– Metano C2– Etano C3 - Propano NC4– Butano IC4– Iso-Butano NC5– Pentano IC5– Iso-Pentano C6– Hexano

C7+– Heptano e frações pesadas C20+ – Eicosano e frações pesadas CO2– Dióxido de Carbono

CO2 Íon Carnonato

CMG – Computer Modelling Group m

D – Espaçamento entre fraturas

e– Abertura da fratura

EA– Eficiência de varrido horizontal %

Evv– Eficiência de varrido vertical %

FR – Fator de Recuperação

% GEM – Generalized Equation os state Model

i –Direção do eixo “x” j –Direção do eixo “y” k –Direção do eixo “z”

K– Permeabilidade do meio poroso Darcy

Kh – Permeabilidade horizontal (i,j) mD

Kf - Permeabilidade da fratura mD

Km - Permeabilidade da matriz mD

Kv – Permeabilidade vertical mD

L– Comprimento do meio poroso cm m³ std

l – Relação entre o volume e a média das faces N - Numero de planos ortogonais

Np – Produção acumulada de óleo m³ std

Psig - Pressão libra por polegada quadrada manometrica

(17)

Pw – Pressão da fase molhante psig Pnw – Pressão da fase não molhante psig

q– Vazão de fluido cm

3/s ou m3/ ia ou t/dia

RGO - Razão de Solubilidade ft3 /ft3

SPE – Society of Petroleum Engineers std – Condição padrão

t– Tempo m³

VOIP – Volume original de óleo ou Volume de óleo “in

place” m³

ɸf - Porosidade da fratura – Fator de forma

ɸm - Porosidade da matriz

(18)

Capítulo I

(19)

1

Introdução

As rochas carbonáticas ocupam, numa visão global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas estão presentes nas diversas unidades litoestatigráficas da Terra, registrando episódios de sedimentação (litogênese) química e bioquímica acontecidos desde os tempos mais antigos. Os reservatórios de hidrocarbonetos encontrados nas rochas carbonáticas, em todo o mundo, representam uma quantidade significativa das reservas totais de óleo e gás. As maiores reservas de petróleo do mundo estão localizadas em rochas carbonáticas no Oriente Médio (SCHLUMBERGER, 2013).

Os maiores reservatórios de hidrocarbonetos em rochas carbonáticas encontrados no Brasil (Pré-Sal) foram originados com a separação dos continentes da Africa e America do Sul, formando grandes depositos de evaporitos (sal) sobre essas rochas carbonáticas e toda a matéria orgânica existente nelas, criando reservas de hidrocarbonetos seladas pela camada de sal. No mundo é estimado que mais de 60% das reservas de petróleo e 40% das reservas de gás estão situadas em rochas carbonáticas (SCHLUMBERGER, 2013).

O percentual de dióxido de carbono encontrado nos campos do pré-sal da bacia de Santos varia de 1 a 20 por cento do total produzido. No pré-sal, os testes com injeção de dióxido de carbono começaram a ser feitos em 2011, em um poço-piloto na área de Lula, na Bacia de Santos. Além de garantir que o CO2 produzido não seja ventilado para a atmosfera, a injeção do gás poderá aumentar a pressão dentro do poço e a fluidez do petróleo e, consequentemente, o potencial de recuperação (PETROBRAS, 2013).

Reservatórios carbonáticos são formações geológicas naturalmente fraturadas caracterizadas por distribuições heterogêneas de porosidade e permeabilidade. Nos casos de rochas carbonáticas com baixa porosidade e permeabilidade (rochas matriz), o fluxo dos fluidos dentro do reservatório pode ser totalmente dependente do sistema de fraturas naturais, enquanto a rocha matriz atua apenas como fonte do fluido. Nos casos de rochas carbonáticas com alta porosidade, o sistema de fraturas ainda pode causar uma baixa eficiência de varrido, levando a um breakthrought antecipado dos fluidos injetados em processos de recuperação

(20)

Com a grande quantidade de reservas de óleo situadas em rochas naturalmente fraturadas, esse tipo de reservatório tem sido objeto de numerosos estudos que tentaram caracterizar as suas heterogeneidades, classificando-os por diferentes tipos ou classes de fraturas, determinando como as propriedades da rocha e do fluido impactam no processo de recuperação de óleo.

A representação das heterogeneidades em reservatórios de petróleo é um dos principais desafios na modelagem do escoamento de fluidos e influencia diretamente no ajuste de histórico e na confiabilidade das curvas de previsão de produção. As fraturas são importantes heterogeneidades frequentemente encontradas em rochas carbonáticas.

As fraturas alteram sensivelmente o escoamento de fluidos dentro de um reservatório, uma vez que possuem, em relação a rocha matriz, condutividade hidráulica e efeito capilar diferenciado, caracterizando descontinuidades do meio poroso. O comportamento capilar é controlado pela estrutura porosa do meio e pela molhabilidade do sistema rocha-fluido. A simulação de reservatórios fraturados é convencionalmente realizada utilizando o modelo de dupla-porosidade, que é implementado nos principais simuladores comerciais.

Este modelo considera que o reservatório é constituído por dois meios, poroso e fraturado, independentes, mas intercomunicado através de termos fonte/sumidouro de funções de transferência. As funções de tranferência são uma simplificação dos fenômenos envolvidos no processo de recuperação. A simulação de reservatórios deve incluir o efeito das fraturas, já que representá-las explicitamente na malha de simulação requer um grande número de células com utilização de refinamento, o que torna inviável em termos práticos a simulação de casos reais. O modelo de dupla-porosidade utilizado no trabalho para simulação é o de Multiplos Domínios, sendo ele discretizado em Subdomínios (PAIVA, 2012).

(21)

Dentro dos métodos especiais de recuperação avançada, a injeção de CO2 tem sido bastante abordada em projetos de EOR (Enhanced Oil Recovery) desenvolvidos pelo mundo,

sendo aplicada em vários projetos de campo e considerada promissora para reservatórios onde há disponibildiade do dióxido de carbono para injeção.

O objetivo deste trabalho é analisar o processo de injeção de CO2 em um modelo de reservatório de dupla-porosidade desenvolvido no 6° Projeto de Soluções Comparativas da SPE e suas respostas as diferentes vazões de injeção, verificando a influência do sistema de fraturas na produção de óleo e a influência da porosidade e permeabilidade nos casos de injeção em modelos de reservatório modificados.

Os modelos numéricos que representam os efeitos da injeção miscível de CO2, em um reservatório naturalmente fraturado, foram analisados através de resultados gerados pelo simulador de recuperação miscível GEM (General Equation-of-state compositional Model

simulator), versão 2012 do programa da CMG (Computer Modelling Group).

Os principais resultados obtidos no estudo demonstram que a injeção de dióxido de carbono aumenta a recuperação de óleo em até 50%. Das vazões de injeção testadas a que obteve melhor resultado, em todos os modelos, foi a vazão de 25MM m³/dia. Foi constatado que a redução da porosidade e permeabilidade do reservatório aumenta a eficiência do processo de injeção, aumentando seu fator de recuperação final.

(22)

Capítulo II

(23)

2

Aspectos teóricos

Neste capítulo são descritos os principais conceitos científicos necessários para um bom entendimento do estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos pela modelagem de dupla-porosidade.

2.1

Rochas Carbonáticas

Os carbonatos são minerais altamente instáveis e reativos quimicamente. Isso significa que processos de cimentação, neomorfirmo e dissolução são extremamente comuns em rochas carbonáticas. Segundo Souza e Vidal (2005), as rochas carbonáticas têm a composição dos seus constituintes associada ao grupo de minerais que possuem em sua estrutura química o íon

(carbonatos), tendo como principais componentes os grãos aloquímicos, micrita (matriz)

e calcita espática (cimento), sendo esse tipo de rocha naturalmente fraturada (Figura 2.1).

Figura 2.1- Rocha carbonática fraturada (TONIETTO, 2010)

As maiores reservas do mundo, situadas no Oriente Médio, são de origem carbonática. No Brasil, reservatórios carbonáticos são encontrados no Pré-Sal. A matriz das rochas carbonáticas consiste em um material constituído por cristais muito finos de calcita, denominada de micrita (micrite – microcrystaline calcite) geralmente com cristais menores de

(24)

ortoquímicos, que podem ser matriz ou cimento. Os componentes ortoquímicos são formados ou quimicamente precipitados dentro da bacia sedimentar, sem evidências de transporte (TORNIETTO, 2010).

A simulação numérica dos reservatórios compostos por rochas carbonáticas é dada por uma malha, que representa o meio poroso onde o óleo é armazenado (matriz), e, em outra malha, o sistema de fraturas naturais (que são determinantes no padrão de fluxo dos fluidos dentro do reservatório) é representado, ambos sobrepostos no espaço (Figura.2.2).

Figura 2.2- Blocos dos meios poroso e fraturado sobrepostos no espaço

2.2

Reservatórios Naturalmente Fraturados

(25)

Figura 2.3- Visualização de um sistema naturalmente fraturado (CIVAN et al, 2002)

Segundo Muñoz e Orlando (2005), quando se trabalha com esses tipos de reservatórios é necessário considerar o conceito de sistemas de dupla-porosidade. Nesses sistemas, tanto a matriz rochosa quando as fratura são meios porosos diferentes e separados. As zonas naturalmente fraturadas são procuradas com grande interesse devido à sua alta capacidade de drenagem e ao aumento na permeabilidade que se evidencia nessas zonas. Embora as fraturas possam ter um efeito significativo na permeabilidade da rocha, geralmente têm pouco efeito sobre a porosidade, saturações e outras características petrofísicas da rocha reservatório.

A simulação de reservatórios naturalmente fraturados deve incluir o efeito do sistema de fraturas do meio rochoso. Representar explicitamente esse efeito na malha de simulação requer um grande número de células com utilização de refinamento, o que torna inviável em termos práticos simular casos reais de reservatórios fraturados. Paiva (2012) descreve alguns modelos e métodos que foram desenvolvidos para lidar com essa dificuldade de refinamento e tempo de simulação, como exemplo os modelos de dupla porosidade de Warren e Roots (1963) e Kazemi (1976).

(26)

2.2.1 Classificação dos reservatórios fraturados

Uma outra classificação prática foi desenvolvida por Nelson (2001), baseada na classificação de Hubbert e Willis (1955) para agrupar os tipos de reservatórios de acordo com a contribuição do sistema fraturado ao desempenho do reservatório, conforme Figura 2.4.

Figura 2.4- Classificação de Fraturas (NELSON, 2001)

Nessa classificação os reservatórios são agrupados em cinco tipos:

 Tipo 1 – as fraturas fornecem essencialmente a porosidade e a permeabilidade do reservatório;

 Tipo 2 – as fraturas fornecem essencialmente a permeabilidade do reservatório possuindo baixa porosidade e permeabilidade de matriz;

 Tipo 3 – as fraturas aumentam a permeabilidade de um reservatórios já produtível. Esses reservatórios possuem alta porosidade de matriz e, por isso, podem produzir sem auxílio das fraturas, que aumenta a permeabilidade;

 Tipo 4 – as fraturas não contribuem com porosidade nem permeabilidade, mas criam significativas anisotropias através da formação de barreiras.

 Tipo M – estes reservatórios possuem alta porosidade e permeabilidade de matriz, e as fraturas podem contribuir com o aumento de permeabilidade, mas geralmente criam barreiras ao escoamento.

(27)

de massa matriz-fratura associando-se parâmetros adimensionais da solução de Warren e Root (1963) ao problema de dupla-porosidade.

Os reservatórios naturalmente fraturados podem ser classificados em quatro tipos. Essa classificação é devida as propriedades entre a rocha matriz e as fraturas. Segundo Allan e Qing Sung (2003), são elas:

 Reservatórios Tipo 01: onde as fraturas aportam tanto a capacidade de armazenamento de fluidos, quanto os canais de fluxo para a produção deles;

 Reservatórios Tipo 02: são reservatórios de baixa porosidade e permeabilidade onde a matriz fornece a armazenagem de fluidos e as fraturas são responsáveis pela fluxo de fluido, devida a sua alta permeabilidade;

 Reservatórios Tipo 03: quando a porosidade da matriz é significativamente alta com respeito à fratura, e a permeabilidade do sistema de fraturas é responsável pela permeabildiade do sistema;

 Reservatórios Tipo 04: nesse caso a matriz possui alta porosidade e alta permeabilidade, desta forma as fraturas só adicionam capacidade de fluxo ao reservatório.

2.2.2 Avaliação de reservatório naturalmente fraturado

Os principais objetivos da avaliação de reservatórios naturalmente fraturados podem ser divididos em três:

 Avaliar as reservas recuperáveis em função do custo de produção do óleo;

 Predizer a melhor localização dos poços produtores e injetores com o tempo de produção;

 Obter informações suficientes sobre a rocha e o sistema de fraturas para que o ajuste com os primeiros dois objetivos possibilitem cálculos confiáveis.

(28)

 Avaliação preliminar: tem como propósito definir as propriedades de interesse e determinar a qualidade da descoberta como reservatório. Trata-se de uma etapa de conhecimento geral da estrutura geológica e estratigráfica, onde os resultados obtidos pertencem mais ao nível qualitativo do que ter uma significância quantitativa. Nessas avaliações os dados mais utilizados são dados geológicos, que envolvem informações geofísicas, litológicas, estruturais e estratigráficas fundamentalmente; também se incluem os resultados obtidos de análises de perfis de poço, testes de laboratório e testes de fluxo.

 Avaliação do potencial econômico: quando se verifica que as fraturas fazem parte das características que determinam a qualidade do reservatório, deve-se avaliar o potencial econômico do mesmo, com a finalidade de estimar as reservas e as taxas de fluxo. O conhecimento dos parâmetros da interação matriz-fratura, os resultados dos testes de pressão de longa duração e as análises de laboratório mais específicas, orientadas a obter informação sobre os parâmetros e as condições de fluxo, constituem parte importante dos dados de entrada para as análises feitas nessa etapa de avaliação.

 Avaliações para modelagem e o planejamento da produção: consiste em usar diversas ferramentas com a finalidade de criar um modelo de reservatório que seja o mais semelhante possível do modelo físico real para avaliar diferentes estrátegias de produção e otimizá-las para obter um melhor desenvolvimento do potencial produtivo e econômico do reservatório e do campo.

2.2.3 Comportamento da produção em reservatórios naturalmente fraturados

Os reservatórios naturalmente fraturados apresentam diferenças distintas em relação aos reservatórios homogêneos, do ponto de vista produtivo. Os processos e mecanismos são mais complexos devido às caracteristicas heterogêneas dos naturalmente fraturados. Isso faz com que os modelos para análise das reservas com grandes heterogeneidades sejam diferentes aos aplicados a reservas mais homogêneas.

(29)

sendo a produção nesse tipo de reservatório relacionada aos mecanismos que governam a tranferência de fluidos entre a matriz e fratura (MUÑOZ e ORLANDO, 2005).

Quando a permeabilidade da matriz não é muito baixa, o declinio de pressão por barril produzido é pequeno se comparando com sistemas homogênios, isso devido à expansão dos fluidos, a drenagem gravitacional e a embebição que fornecem um fluxo constante de óleo da matriz para a fratura durante a produção. Rossen e Shen (1989) estudaram a modelagem matemática dos processos de drenagem gás-óleo e de embebição água-óleo com o objetivo de utilizar essas equações na simulação de reservatórios. Os resultados obtidos foram equações de pseudo-pressão capilar tanto para o processo de drenagem gás-óleo quanto para o de embebição água-óleo. As relações encontradas são funções das propriedades petrofísicas básicas da rocha e da fratura, assim como a geometria do sistema pela incorporação do fator de forma, desenvolvido por Warren e Root (1963).

Os reservatórios naturalmente fraturados não apresentam zonas de transição. Isso faz com que os contatos entre gás-óleo e água-óleo sejam superficies bem definidas devido à alta permeabilidade das fraturas que permite uma rápida restauração do equilibrio nos contatos. O corte de água nesse tipo de reservatório é fortemente influenciado pela vazão de produção no tempo, sendo possivel afirmar que as características das rochas e as propriedades PVT dos fluidos têm menor influência na produção de água quando comparada a reservatórios homogêneos. As propriedades PVT permanecem constantes em todo reservatório devido à circulação convectiva que se manisfesta em função da facilidade de escoamento que fornece a rede de fraturas (MUÑOZ e ORLANDO, 2005).

(30)

pressão entre a matriz rochosa e a fratura é da mesma ordem de magnitude que a diferença de pressões capilares.

A orientação das fraturas podem causar efeitos positivos ou negativos para a escolha do método de recuperação secundária para aplicar na reserva, já que a localização dos poços injetores, as taxas de injeção, os efeitos desse processo na produtividade e a recuperação final de óleo dependem de como estão localizadas as fraturas e sua orientação no espaço, atuando como canais de fluxo tanto para os fluidos produzidos quanto os fluidos injetados.

2.2.4 Modelagem de reservatórios naturalmente fraturados

Um reservatório naturalmente fraturado, devido à sua complexidade de características físicas, de fluxo e de produção, tem a sua modelagem que envolve tratamentos que fogem dos tratamentos abordados em reservatórios mais convencionais e homogêneos. Em formações fraturadas, os contrastes entre as propriedades das fraturas e da matriz rochosa fazem com que se apresentem grandes heterogeneidades e distribuições de saturação complexas. A produção eficiente desse tipo de reservatório requer um tratamento mais cuidadoso dessas diferenças e de um processo ainda mais atento de transferências de escala, obtendo melhores resultados em processos de predição e um conhecimento mais preciso do modelo em estudo.

O fluxo através de formações fraturadas, em geral, inclui fraturas ou rede de fraturas presentes na rocha reservatório, sendo a geometria dessas fraturas bastante importante. Na literatura, vários estudos analisaram propriedades das fraturas chegando a conclusão que a propriedade que tem mais importância nos estudos desses sistemas fraturados é a abertura das fraturas, a qual influencia fortemente a capacidade de fluxo do sistema.

O estudo realizado por Wilson e Witherspoon (1970) apud Nelson (1985), obteve o

valor de abertura das fraturas a partir de dados experimentais (2.5 x 10-2m), sendo esse valor calculado pela média dos valores retirados de experimentações que podem ser encontrados na literatura. Esse valor foi escolhido sem levar em consideração nenhum critério, já que apresenta um alto grau de incerteza quanto à sua quantificação, embora os seus efeitos sejam tema de estudo frequente.

(31)

seu espaçamento. As equações utilizadas para o cálculo da porosidade e da permeabilidade de fratura propostas por Nelson são mostradas a seguir:

f

=

D+

(Equação 2.1)

k

f

=

³D (Equação 2.2)

onde, D representa o espaçamento das fraturas, enquanto e representa a abertura das fraturas.

O autor sugere o uso destas equações no caso em que não sejam disponíveis dados mais concretos sobre porosidade e permeabilidade, já que as medições de espaçamento e abertura de fratura podem ser determinadas mediante análises de laboratório.

Saidi (1983), mostrou que a compressibilidade nas fraturas é maior devido à fraca estrutura de suporte que a fratura apresenta, em comparação a matriz. O autor mostrou que, em geral, a compressibilidade da fratura é maior do que a da matriz numa ordem de 10 até 100 vezes.

A simulação convencional combina características geométricas e as heterogeneidades dos sistemas de fratura dentro de um sistema equivalente. Essa aproximação é de grande utilidade e fácil uso. Um grande problema que pode ocorrer é o sistema equivalente não existir, o que faz com que a principal missão da modelagem seja criar modelos estocásticos que representem de uma forma mais completa a rede de fraturas, levando em consideração parâmetros como sua orientação, inclinação e longitude dentre outros.

(32)

Figura 2.5– Representação dos blocos de matriz e fratura do modelo de dupla-porosidade

(PAIVA, 2012)

O modelo proposto inicialmente por Warren e Root tem sido modificado por outros autores, tanto no nível de representação física, quanto no de descrição matemática. Kazemi et al (1976) modificou a representação física do modelo para uma sobreposição de blocos de matriz e de fraturas. Zimermmann et al (1993) apud Ziad Sagir et al (2001) modificaram a

formulação matemática introduzindo uma relação não linear entre o fluxo e a diferença de pressão. Derskowitz e Miller (1995) apud Ziad Sagir et al (2001) adaptaramo modelo original

para a representação de geometrias mais complexas.

A modelagem das fraturas envolve, em geral, o tratamento estocástico delas como uma população que inclui uma ampla faixa de variações. Desta forma um modelo poderá incluir todas as fraturas presentes no sistema. A orientação das fraturas é necessária para estabelecer as possíveis direções preferenciais de fluxo, o tamanho da fratura que tem incidência na capacidade de escoamento da rede e sua direção pode ser obtida de perfis de poço e dados geológicos. Essas características são necessárias para determinar outras propriedades da rede de fraturas como a frequência de fraturamento, a porosidade e a permeabilidade delas. Além dessas, podem ser obtidos outras características como o fator de forma e a conectividade das fraturas, sendo todas elas introduzidas nos simuladores de fluxo para analisar o comportamento e verificar a validade do modelo proposto para o sistema em estudo.

2.2.5 Simulação de reservatórios naturalmente fraturados

(33)

anos. Barenblatt et al (1960) apud Dutra Jr (1991) idealizaram o sistema físico fraturado e

introduziram o conceito de dupla-porosidade para o caso de escoamento monofásico. Posteriormente, Warren e Root (1963) associaram o conceito formulado por Barenblatt et al à engenharia de petróleo, apresentando uma solução analítica para fluxo monofásico radial e assumindo que os blocos de matriz são paralelepípedos retangulares uniformes, homogêneos, isotrópicos limitados pelos planos de fratura.

O problema do escoamento muitfásico foi estudado primeiramente de forma experimental por Mattax e Kyte (1962). Kazemi (1976) fez a ampliação do modelo de Warren e Root para três dimensões, Gilman e Kazemi (1983) incluíram os efeitos gravitacionais no termo de tranferência de fluidos da matriz para a fratura e a inclusão de efeitos de deslocamento viscoso. Litvak (1985) modelou os efeitos gravitacionais do deslocamento de forma dinâmica.

Outros estudos incluem modelagens diferentes daquelas derivadas da proposta por Warren e Root (1963), tais como modelagem do processo de embebição, o uso de pseudofunções de pressão capilar, a influência da pressão capilar no mecanismo de produção, variações das saturações decorrentes do processo de embebição, a dependência da saturação da pressão capilar das fraturas que estuda o fenômeno da continuidade entre blocos de matriz, e a introdução de fatores geométricos no termo de fluxo dentro da formulação do modelo de dupla porosidade (MAZO, 2005).

Dutra (1991) propôs um novo modelo de simulação para reservatórios naturalmente fraturados no qual se apresenta uma função de transferência que depende somente das propriedades das fraturas e do equilibrio instantâneo de pressões. O autor assume a pressão capilar como uma única força atuante no mecanismo de produção, dessa forma o modelo é simplificado à forma dos modelos de porosidade simples.

2.2.5.1 Função de transferência

(34)

impostas em condição de imersão total ou parcial. No caso de imersão total há apenas uma fase móvel nas fraturas que definem a unidade do bloco, enquanto no caso de imersão parcial há mais de uma fase móvel. Frequentemente a condição de imersão parcial é aplicada considerando-se a segregação instantânea das fases como em Saidi (1983), Litvak (1985).

As funções de tranferência podem ser obtidas com métodos analíticos que modelam os fenômenos físicos envolvidos no processo de tranferência de massa entre a rocha matriz e o sistema de fraturas, ou, de forma experimental ajustando funções analíticas aos dados experimentais. No caso experimental, as funções de tranferência são obtidas, para um determinado sistema rocha-fluido, com condições de contorno específicas.

As funções analíticas pretendem ser genéricas, já que dependem dos parâmetros de rocha e fluido, assim como das variáveis do problema. As funções experimentais podem ainda ser incorporadas às funções analíticas através de convolução representada em pseudo-curvas de pressão capilar (KAZEMI et al, 1992). As funções analíticas são obtidas modelando-se os fenômenos físicos envolvidos no processo de recuperação de reservatórios fraturados, podendo ser essas funções divididas em dois grupos: Funções tipo Warren e Root, e, Funções do Tipo Não-Warren e Root.

As funções tipo Warren e Root (Figura 2.6) consideram a idealizaçãodo modelo 0-D proposta em 1963, que por sua vez é uma forma regular da idealização proposta por Barenblatt et al. (1960), conforme Figura 2.7.

(35)

Figura 2.7– Modelo proposto por Barenblatt (1960)

Na representação de Barenblatt et al. (1960), considera-se que todos os blocos de matriz e fratura possuam a mesma pressão e saturação, assim como propriedades de rocha e fluido, em um determinado volume de controle. A pressão e a saturação de cada bloco de matriz e fratura são valores médios do volume de controle para cada meio, calculados em algum ponto dentro do seu interior, geralmente no centro da célula. A tranferência de massa é modelada pelo fluxo através da superfície de controle utilizando-se a relação constitutiva da equação de Darcy, assumindo-se regime de fluxo pseudo-permanente. As funções de tranferência que modelam o comportamento da resposta do volume de controle, independentemente de uma idealização da estrutura matriz-fratura para cada processo físico, não são classificadas como funções do tipo Warren e Root.

Barenblatt et al. (1960) apud Paiva (2012) considerou que a tranferência entre matriz e

fratura dependia da viscosidade do óleo (μo), da diferença de pressão entre os meios poroso e fraturado (Pof – Pom), e de determinada característica geométrica da rocha, em uma relação próxima a equação de Henry Darcy (1856):

= �� ∗

∗�

� (Equação 2.3)

onde, o fator de forma representado por

��

= k / l2 , sendo l é uma dimensão característica de

um único bloco de matriz. Ainda, Warren and Root (1693) reescreveu o fator geométrico proposto por Barenblatt et al., chamando-o de fator de forma, representado por:

(36)

onde N = {1,2,3} é o número de planos de intersecção das fraturas e L é a relação entre o volume e a média das faces nas três direções de um sub-bloco de matriz.

� =

+ + (Equação 2.5)

Kazemi et al. apud Paiva (2012) estenderam a função de tranferência de Barenblatt

para a modelagem do escoamento multifásico utilizando o conceito de potencial de fluxo. O fator de forma utilizado no estudo de Kazemi et al.(1976) é uma extensão do fator de forma de Warren e Root para um modelo tridimensional utilizando-se de diferenças finitas em um reservatório isotrópico como:

�� = 4 (

2

+

2

+

2

) �

(Equação 2.6)

E para um caso generalizado anisotrópico:

�� = 4 (

2

+

2

+

2

)

(Equação 2.7)

O efeito da drenagem gravitacional é desprezado por Kazemi et al. (1976), pois o ponto do volume de controle onde é calculada a profundidade coincide para os dois meios porosos. O fenômeno da embebição é considerado pelo modelo através do termo de pressão capilar e o fenômeno da expansão de fluidos também é representado dentro das funções de tranferências propostas.

2.2.5.2 Modelo de dupla-porosidade

(37)

� �

���

��

= ∆

∗ ��

����

− �

− �

+

� (Equação 2.8)

� �

���

��

= �

� (Equação 2.9),

com:

= ��

− � �

ɸ − ɸ

� (Equação 2.10)

onde,

é p termo de tranferência matriz-fratura, o fator de forma,

o volume total,

a porosidade da fratura,

o fator gravitacional da fase, e

ɸ − ɸ

a diferença de potencial de fluxo entre matriz e fratura.

A principal diferença, quando comparado com modelos convencionais homogêneos, é a introdução do termo de tranferência matriz-fratura, dado pela Equação 2.10. o fator de forma é representado nesse termo de transferência por e é dependente da permeabilidade e da geometria do sistema. O fator de forma proposto por Gilman e Kazemi (1983) é:

= ��

− � �

ɸ − ɸ

+ ∆�

(Equação 2.11)

Considerando os efeitos gravitacionais (segregação gravitacional) dentro da função de tranferência, a equação do fator de forma é expressa pela Equação 2.11, onde fs é um fator que representa o fluxo vertical devido à drenagem gravitacional, o qual permite que o modelo assuma completa segregação das fases tanto dentro da matriz quanto nas fraturas.

O modelo de subdomínios discretiza o bloco de matriz com uma malha que representa as tranferências matriz-fratura. A pressão da fratura em cada um dos subdomínios é frequentemente calculada assumindo potencial constante no interior dos blocos e os efeitos de re-embebição e capilares não são considerados dentro dessa discretização. (MAZO, 2005)

2.3

Processo de Recuperação em Reservatórios Fraturados

(38)

homogêneos. Essa particularidade é devida à descontinuidade do meio pororo, assim como as características de condutividade hidráulica e capilar das fraturas. Segundo Paiva (2011), os principais processos de recuperação em reservatórios fraturados são: Difusão, Expansão dos Fluidos, Embebição, Drenagem Gravitacional, Deslocamento Viscoso e Convecção Natural.

A difusão envolve a tranferência de massa entre matriz e fratura devido à diferença de concentração de um componente em determinada fase entre os meios, não sendo considerado no modelo termodinâmico Black Oil.

A expansão de fluidos causa o deslocamento do óleo contido na matriz rochosa quando ocorre uma diferença de pressão entre os meios, causado pela variação do volume das fases. A produção de óleo pela matriz ocorre devido a queda de pressão na fratura, causando o aumento do volume de óleo da matriz que se expande provocando o seu deslocamento para a fratura, sendo esse mecanismo o mais significante em sistemas depletivos (PAIVA, 2005)

Segundo Firoozabadi (2000) a embebição refere-se ao processo espontâneo de deslocamento, objetivando o equilibrio capilar entre os meios poroso e fraturado, ocorrendo dentro do bloco de matriz. Assim, em um sistema onde o bloco de matriz é cercado por fraturas saturadas com água, há invasão dessa água na matriz e o deslocamento do óleo para a fratura. O estudo concluiu que quanto mais forte a molhabilidade ao óleo do sistema, menor a saturação de água na condição de equilibrio, logo, menor o volume de óleo deslocado da matriz para a fratura.

Ainda, segundo Firoozabadi, a drenagem gravitacional está relacionada ao equilíbrio hidrostático entre as colunas de fluidos da matriz e da fratura das fases contínuas e móveis, ou seja, a diferença de saturação entre os meios. Assim, em um sistema onde o bloco de matriz é cercado por fraturas saturadas com água, há um desequilíbrio hidrostático na base do bloco, já que a pressão exercida pela coluna de água na fratura é superior àquela exercida pela coluna de óleo na matriz, causando deslocamento de óleo pela água em sentido ascendente.

(39)

a convecção natural corresponde ao movimento espontâneo dos fluidos causado pela variação de densidade de determinada fase ao longo do reservatório, e consequente desequilíbrio da coluna hidrostática, devida a variação de composição ou temperatura. As fraturas verticais ajudam essa convecção natural acelerando o processo até que se atinja o equilíbrio hidrostático.

2.4

Processos de Recuperação de Reservatórios de Petróleo

As acumulações de petróleo em reservas possuem, na época de sua descoberta, uma certa quantidade de energia, denominada energia primária. A grandeza dessa energia é determinada pelo volume e natureza dos fluidos situados dentro da reserva, bem como pela pressão e temperatura predominantes no sistema. A produção de um poço tende a diminuir com o passar do tempo, tornando os mecanismos de produção ineficientes, e em consequência retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos, após a depleção da energia natural do reservatório em virtude da produção. Nestes casos são empregados processos que visam à obtenção de uma recuperação suplementar através da interferência no reservatório. Esses processos são chamados de Métodos de Recuperação. Os métodos de recuperação são classificados conforme esquema representado pela Figura 2.11.

Figura 2.8– Métodos de Recuperação, adaptado do livro de Rosa et al (2006)

(40)

Recuperação Secundária é a quantidade adicional de óleo retirada pela suplementação de energia primária com energia secundária, artificialmente transferida para a jazida, ou por meios que tendem a tornar a energia primária mais eficiente, extendendo-se também, as operações que conduzem a obtenção dessa quantidade adicional de óleo, além daquela proporcionada pela energia natural.

2.4.1 Métodos especiais de recuperação

Os métodos especiais de recuperação são empregados nos processos onde a recuperação convencional não seria eficaz. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção de fluidos podem ser creditadas basicamente a dois aspectos principais: alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo.

Quando a viscosidade do fluido injetado é menor que a do óleo, o primeiro se move muito mais facilmente no meio poroso, encontrando caminhos preferenciais e se dirigindo rapidamente para os porços de produção. Nos casos de altas tensões superfíciais/interfaciais, a capacidade do fluido injetado de desalojar o óleo do reservatório para fora dos poros é bastante reduzida, deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contactadas pelo fluido injetado (THOMAS, 2001). Rosa et al. (2006) classifica os vários métodos especiais de recuperação secundária como:

 Métodos Miscíveis;

 Métodos Térmicos;

 Métodos Químicos, e;

 Outros Métodos.

2.4.1.1 Métodos térmicos

(41)

tranferir calor para o reservatório são água quente e vapor. O método por combustão in-situ

também pode ser utilizado.

2.4.1.2 Métodos Químicos

Estão agrupados como métodos químicos alguns processos em que se pressupõe uma interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório. Rosa et al. (2011) descreve esse método pela injeção de solução de polímeros, injeção de solução micelar e a injeção de ASP (Álcali-Surfactante-Polímero). Não existe um ponto único de ataque como nas outras categorias, sendo que alguns processos poderiam ser enquadrados dentro dos métodos miscíveis.

A injeção de microemulsão, também chamada de injeção miscelar é uma tentativa de obter uma boa eficiencia de varrido através de um processo miscível. No processo de injeção de fluidos alcalinos, a substância alcalina que se adiciona a água, em geral, é soda caústica, e tem a finalidade de reagir com certos ácidos orgânicos presente em alguns óleos, produzindo dentro do próprio reservatório uma certa quantidade de substância tensoativa. Esse tensoativo assim formado vai produzir uma série de efeitos dentro do reservatório, auxiliando no aumento da produção de óleo.

2.4.1.3 Outros métodos

(42)

2.4.1.4 Métodos miscíveis

O deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. A importância desse processo está em reduzir as forças capilares e interfaciais que, do contrario, acarretariam na retenção do óleo no reservatório. Quando dois ou mais fluidos se misturam, em qualquer proporção, formando um sistema homogêneo composto por uma única fase, são chamados de miscíveis. A propriedade dos fluidos responsável por essas habilidades é a chamada miscibilidade (ROSA et al., 2006).

Thomas (2001), quando se trata de baixas eficiências de deslocamento, ou seja, o fluido injetado não consegue retirar o óleo para fora dos poros da rocha devido a altas tensões interfaciais, os métodos miscíveis são indicados. Trata-se de um processo em que se procura reduzir substancialmente e, se possível, eliminar as tensões interfaciais. Os métodos miscíveis se ocupam da injeção de fluidos que venham a se tornar ou que sejam miscíveis com óleo do reservatório, de tal modo que não existam tensões interfaciais. Dessa maneira, o óleo será totalmente deslocado para fora da área que for contactada pelo fluido injetado. Os fluidos utilizados nesse métodos, em maioria, são o dióxido de carbono, o gás natural e o nitrogênio.

Segundo Bautista (2010) e Rosa et al. (2011), os processos do método miscível podem ser divididos em:

 Injeção Continua de Gás (Continuous Gas Injection- CGI);

 Injeção Alternada de Água e Gás (Water Anternating Gas – WAG);

 Processo de Extração com Solvente (Vapor Extraction Process – VAPEX);

 Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (Gas Assisted Gravity Dreinage –

GAGD).

2.4.1.4.1 Injeção de CO2

(43)

peso molecular, em condições padrão, de 44.010 g/mol, sendo uma vez e meia maior que o peso molecular do ar. Segundo Rosa (2006), este gás tem uma forte atração pelo óleo, dissolvendo-se bem no mesmo, causando vaporização e inchamento, e consequente deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Todavia, quando se trata de método especial recuperação é necessário que o deslocamento do óleo seja completamente miscível.

As propriedades do CO2 e seu comportamento de fase são importantes para entender quando deve-se, ou não, considerar um projeto de injeção utilizando esse solvente. No entanto, o comportamento mais importante é a forma como o CO2 interfere com a rocha matriz e os fluidos dentro do reservatório, sob diferentes condições de temperatura e de pressão.

O efeito das interações entre o dióxido de carbono, rochas e fluidos do reservatório irá variar com o tipo da rocha e fluido da reserva, como também, com a pressão e temperatura. O CO2 demonstra um comportamento de fase mais complexo com o óleo do reservatório, quando comparado a outros solventes comumente utilizados em processos de recuperação (gás natural e nitrogênio). Segundo Mathiassen (2003), a característica do reservatório que aparenta ter maior influência nos processos de injeção de dióxido de carbono é a molhabilidade. Ainda segundo o autor, o dióxido de carbono reduz o pH da água que satura o meio poroso, e em experimentos realizados com celulas capilares no laboratório, foi percebido que a presença de CO2 reduz a molhabilidade da rocha a água. Esses experimentos em laboratório e os testes de campo relatados pelo autor corroboram o fato da molhabilidade da rocha ser fator crucial para a eficiência dos processos de recuperação com injeção de CO2. Rogers e Grigg (2000) relatam que quando a rocha é molhada por água o processo de injeção contínua é a mais indicada, e quando a molhabilidade é ao óleo a injeção alternada de gás e óleo seria mais indicada.

(44)

Figura 2.9- Representação esquemática da injeção contínua de CO2 (• BUCHANAM e CARR, 2011)

Figura 2.10- Representação esquemática da injeção de CO2 por WAG (ROSA et al, 2006)

(45)

água-óleo e reduz a tensão superficial do óleo e da água, resultando numa maior mobilidade MATHIASSEN (2003).

Mathiassen (2003), estudos encontrados na literatura concluem que o dióxido de carbono tem sido um solvente excelente para processos de recuperação de óleo em reservas

ONSHORE, especialmente nos Estados Unidos e Canadá. A recuperação de óleo relatada na

literatura demonstra uma recuperação adicional, com o uso da injeção de CO2, na faixa de 7% a 15% do óleo original in-place. Esses dados foram retirados dos estudos e simulações

realizadas nos campos de óleo de Forties (Reino Unido), Ekofish, Brage e Gullfaks na Noruega. A seleção de reservatórios com pontencial para utilização do processo de injeção miscível de dióxido de carbono é baseada nas informações do campo e nos paramêtros do reservatório. Grande parte das experiencias com injeção de CO2 é retirada de projetos realizados em campos ONSHORE

Nos Estados Unidos o número de projetos de injeção de CO2 é significativo. Em 2002, segundo Mathiassen (2003), os projetos de injeção de CO2 respondiam por 28% da produção total de óleo no país. O autor também relata no seu trabalho que um processo tipíco de injeção miscível de CO2 pode, dentro das condições certas, aumentar significativamente a produção de óleo, além de aumentar a vida produtiva do campo em até 30 anos. Em 2002 foi injetado mais de 32 milhões de toneladas de dióxido de carbono nos campos dos Estados Unidos.

Segundo o Departamento de Energia dos Estados Unidos (NETL, 2010), além do potencial de recuperação de óleo, o processo de injeção de CO2 vem recebendo bastante atenção da industria, governos e organizações ambientais pelo seu potencial de armazenamento permanente de dióxido de carbono dentro das reservas de óleo. A redução dos custos com a injeção de dióxido de carbono para recuperação de óleo podem ser reduzidos utilizando os incentivos de crédito de carbono pagos por industrias que emitem elevadas quantidades de CO2 na atmosfera.

2.4.1.4.2 Diagrama ternário

(46)

substâncias. Contudo, o diagrama não deveria ser usado para fazer predições quantitativas ( MEHDIZADEH et al, 1985).

A Figura 2.14 mostra um diagrama pseudo-ternário. Para poder representar misturas complexas de hidrocarbonetos no diagrama, se faz uma combinação arbitraria de três pseudoscomponentes que consistem de grupos de hidrocarbonetos com similares propriedades termodinâmicas.

Geralmente, os três pseudoscompoentes são divididos em hidrocarbonetos leves (C1, podendo inlcuir também N2 e CO2), intermediários (C2-C6, podendo incluir também N2 e CO2), e pesados (C7+). Os três pseudocomponentes são representados em cada vértice do triangulo equilátero. Cada lado corresponde a 0% na fração molar do pseudocomponente representado no vértice contrário. A região D representa a fase liquida (óleo), enquanto a região E representa a região da fase vapor (gás). Nas regiões F ou G (regiões criticas), tanto o líquido quanto o gás estão presentes. A região F mostra a extensão de composições que, para uma dada temperatura e pressão, seriam miscíveis com as misturas na região de óleo. A região G contem misturas que são miscíveis com as misturas na região de gás seco. Dentro da região de duas fases (imiscíveis), para qualquer ponto, se traça uma linha de amarração que termina no ponto X e Y. O ponto X, que se encontra na curva de bolha (A-C), representa a composição da fase liquida em equilíbrio e o ponto Y, que se encontra na curva de orvalho (B-C), representa a composição da fase gás em equilíbrio. A inclinação de amarração é determinada pelos valores das contantes de equilíbrio (Bautista, 2010 apud Mehdizadeh et al.,

(47)
(48)

Capítulo III

(49)

3

Estado da arte

O deslocamento de óleo dentro de um reservatório por injeção de um solvente miscível é um método conhecido há anos. Devido ao elevado custo desses solventes utilizados nos processos de injeção, faz-se necessário utilizar um banco de solvente para deslocar o óleo e, a partir dai, injetar um fluido mais barato para deslocar esse banco de solvente pelo reservatório. Esse processo tem demonstrado ser viável a pelo menos 20 anos. Clark et al (1958) realizou uma variedade de estudos de deslocamentos miscíveis.

Estudos de processos miscíveis têm recebido bastante atenção e vêm sendo aplicados em um grande numero de testes de campo. Embora tenha sido estabelecido que processos miscíveis são tecnicamente viáveis, o alto custo dos solventes empregados nesses processos tornava o processo pouco atrativo para investimentos. Recentemente, a utilização do dióxido de carbono como solvente vem provando ser uma ótima opção para substituir os solventes de alto custo.

O dióxido de carbono, em condições de reservatório, não é diretamente miscível com o óleo cru. Contudo, devido o CO2 dissolver-se na fase óleo e extrair componentes dessa mesma fase, é possivel criar uma fase de deslocamento miscível com o óleo cru dentro do reservatório. Menzie e Nielson (1963), em seu artigo, apresentaram dados que indicavam que quando o CO2 entrava em contato com o óleo cru, parte do óleo era vaporizado na fase gasosa. Em certas condições de temperatura e pressão, a extração de hidrocarbonetos é bastante acentuada, especialmente a extração de componentes de peso molecular intermediários (C5 – C30).

(50)

carbono e o volume de CO2 requerido para circular dentro do reservatório foi maior que o esperado.

Helm e Josendalal (1974) demonstraram em seu trabalho que o dióxido de carbono pode ser utilizado para deslocar o óleo de forma imiscível. Em experimentos conduzidos com a injeção de um banco de CO2 líquido abaixo da temperatura critica reduziu significativamente as saturações de óleo residual, quando seguido por um banco de água. Eles atribuiram a melhoria da recuperação de óleo a redução de sua viscosidade e ao inchamento do óleo, que resultaram numa melhor permeabilidade relativa do mesmo. Eles notaram que o deslocamento de óleo não era tão eficiente quando o banco de água era injetado antes do banco de CO2. Eles constataram que existe uma miscibilidade do CO2 na fase óleo e uma vaporização de componentes leves da fase óleo para fase do dióxido de carbono. Helm e Josendalal (1974) também demonstraram que, o CO2 injetado em um testemunho saturado com óleo extraiu hidrocarbonetos intermediários da fase óleo e estabeleceu um banco de mistura miscível com o óleo original do reservatório. O estudo arfirmou que, mesmo o dióxido de carbono não sendo diretamente miscível no óleo cru, uma fase de deslocamento miscível pode ser criado, in-situ, com a vaporização de componentes intermediários e

inchamento do óleo cru.

Helm (1974) demonstrou que o processo de deslocamento miscível com dióxido de carbono é similar, em sua dinâmica, ao deslocamento miscível por gás seco a alta pressão. Contudo, a diferença mais importante entre os dois métodos é o fato do CO2 extrair componentes mais pesados da fase óleo que o gás seco e, também, não depender da presença de componentes mais leves (propano e butano) dentro dessa fase óleo para obter sucesso, diferente do gás seco. O autor ainda afirma que, os deslocamentos miscíveis são obtidos a pressões bem mais baixas com o dióxido de carbono do que com o gás seco.

Lien et al (1981) realizaram um trabalho que relata os fatores que influenciam no processo de injeção de dióxido de carbono. No trabalho, os autores desenvolveram equipamentos para medir, de forma estatica, os volumes, composições, densidades e viscosidades das fases de fluidos envolvidos no processo. Esses equipamentos desenvolvidos no estudo tiveram como objetivo uma variedade de teste de injeção de CO2 onde a medição das características consideradas improtantes dos fluidos do processo eram medidos de forma instantânea. O comportamento de fases, os fingers viscosos, segregação gravitacional foram

(51)

Miller e Jones (1981) descrevem a relação entre a viscosidade do óleo com o aumento de pressão com e sem injeção de dióxido de carbono. Esse aumento da viscosidade do óleo em função do aumento de pressão foi diretamente proporcional para o óleo sem CO2 injetado e inversamente proporcional para o óleo com CO2 injetado, em outras palavras, com a injeção de dióxido de carbono no óleo o aumento de pressão reduz a viscosidade do óleo. Para temperaturas de reservatório de 140° F (60° C) e 200° F (93° C) a redução da viscosidade de óleo com a injeção de CO2 obtiveram os melhores resultados. O autor também descreve que as curvas de do fator de inchamento do óleo, devido a injeção de CO2, são bastante semelhantes com as curvas de solubilidade do dióxido de carbono.

Spivak (1984) relata casos de simulação de injeção imiscível de dióxido de carbono com presença de Nitrogênio no campo de Wilmington, Estados Unidos, que possui um óleo pesado. A proporção dos gases injetados foram de 82% para o CO2 e de 18% para o N2. No trabalho, o autor relata que o dióxido de carbono retira quase toda a fração de metano do óleo pesado, criando um banco de metano que segue a frente do banco de dióxido de carbono injetado. A presença de N2 junto com o CO2 injetado afetaram o processo de duas maneiras, reduzindo a solubilidade do dióxido de carbono no óleo (duiminuindo a eficiencia da redução de viscosidade do óleo) e antecipando o breakthrought do gás injetado.

Blomberg (1994) comenta em seu trabalho que um processo de recuperação com injeção de CO2 bem sucedida aumenta a produção de óleo no minimo em 10% do volume original de óleo in-place. O autor relata que nos campos de óleo dos estado de

Ohio,Pensilvania nos Estados Unidos, a recuperação extra de óleo por processos de injeção de dióxido de carbono pode aumentar o volume de óleo produzido consideravelmente, a baixos custos, já que a disponibilidade do dióxido de carbono nos estados do Colorado, Novo México e Texas é grande e sistemas de dutos para transporte desse gás estão sendo contruídos.

(52)

No trabalho desenvolvido por Cailly et al. (2005), é apresentado um panorama da tecnologia necessária para a injeção de CO2 e os processos que ocorrem próximos ao poço injetor. Procedimentos e materiais necessários para o abandono de poços injetores são concebidos de modo a evitar fugas de CO2, garantindo a segurança a longo prazo do armazenamento de CO2. Além disso, vários efeitos mecânicos podem afetar a efetividade do processo de injeção. Modelos geomecânicos são necessários para identificar a pressão de injeção ideal que não irá danificar nem o poço nem o reservatório. A região próxima do poço é submetida a fenômenos químicos, devido à injeção de CO2, que poderá afetar drasticamente a injetividade. Estes mecanismos de dissolução e/ou reprecipitação são muito dependentes dos fatores particulares de cada caso em estudo necessitando mais investigação teórica e experimental, a fim de controlar a injetividade de um processo de injeção de CO2 o que é crucial, segundo os autores, já que grandes quantidades de CO2 terão que ser injetados.

Uma quantidade substancial de informação tem sido obtida a partir de experimentos em campo e pesquisas, possibilitando a avaliação e desenvolvimento de técnicas com o objetivo de otimizar o armazenamento de CO2 no contexto da recuperação de óleo.

Os estudos realizados por Melzer (2010) tratam da aplicação mundial de tecnologias da próxima geração de CO2-EOR (Enhanced Oil Recovery) focada em aumentar a produção de petróleo. Essa nova geração de EOR poderia criar entre 160 e 370 bilhões de toneladas de capacidade de armazenamento de CO2, aumentando a produção em determinados campos de 700 a 1.6 bilhões de barris de petróleo, assumindo emissões de 6,2 milhões de toneladas de CO2 por ano durante o periodo de 40 anos de operação. Isso é equivalente a capturar e armazenar as emissões de usinas de carvão produzindo de 2200 a 4900 GW. Esta capacidade é suficiente para armazenar de 18% a 40% das emissões globais de CO2 relacionadas com a energia projetada para os anos de 2010-2035.

Métodos especiais de recuperação de óleo baseados na injeção de CO2, utilizando-se de tecnologias de ponta, estão sendo aplicados em campos de óleo do Texas, da costa do Golfo dos Estado Unidos.

Referências

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