CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE
PETRÓLEO - PPGCEP
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ESTUDO PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM
RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
MARIA DO SOCORRO BEZERRA DA SILVA
Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior
Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE- UFRN 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 PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM
RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
MARIA DO SOCORRO BEZERRA DA SILVA
Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior
Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / SISBI / Biblioteca Setorial
Centro de Ciências Exatas e da Terra – CCET.
Silva, Maria do Socorro Bezerra da.
Estudo paramétrico da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo / Maria do Socorro Bezerra da Silva. - Natal, 2014.
129 f. : il.
Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior. Co-orientadora: Prof.a Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas.
Bezerra da Silva, Maria do Socorro – Estudo paramétrico da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e Explotação, Natal-RN, Brasil.
Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior
Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
RESUMO
O desenvolvimento de métodos de recuperação é extremamente importante para a explotação de petróleo. Dentro da grande variedade de métodos especiais de recuperação, conhecidos como EOR –“Enhanced Oil Recovery”, a injeção de soluções poliméricas aquosas torna-se eficiente no controle da mobilidade do fluido deslocante. Este método consiste em adicionar polímeros à água de injeção para aumentar sua viscosidade, fazendo com que a água se difunda mais no meio poroso aumentando a eficiência de varrido no reservatório. Neste trabalho, estuda-se através de simulação numérica, a aplicação da injeção de solução polimérica em um reservatório homogêneo, semissintético com características similares aos reservatórios do Nordeste Brasileiro, as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). O trabalho teve como objetivo analisar a influência de alguns parâmetros de reservatório sobre o comportamento de produção do óleo, tendo como resposta a produção acumulada. Foram realizadas simulações para analisar a influência da injeção de água, solução polimérica e injeção alternada de bancos de água e de solução polimérica, comparando os resultados para cada condição simulada. As principais variáveis avaliadas foram: viscosidade do óleo, porcentagem de polímero injetado, viscosidade do polímero e vazão de injeção de água. A avaliação da influência das variáveis consistiu de um planejamento fatorial completo seguido de uma análise por Diagrama de Pareto com o objetivo de apontar quais as variáveis seriam mais influentes sobre a resposta representada pela produção acumulada do óleo. Encontrou-se que todas as variáveis influenciaram significativamente na recuperação de óleo e que a injeção de solução polimérica de forma contínua se mostrou mais eficiente para a produção acumulada quando comparada a recuperação do óleo por injeção contínua de água. A recuperação primária apresentou baixos níveis de produção de óleo, a injeção de água melhora significativamente a produção de óleo no reservatório, mas a injeção de solução polimérica surge como uma nova metodologia para o incremento da produção de óleo, aumento da vida útil do poço e possível diminuição de água produzida.
Palavras-chave: Simulação numérica, injeção de água, injeção de solução polimérica e controle
ABSTRACT
Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important. Within the range of enhanced oil recovery, known as EOR, the injection of polymer solutions becomes effective in controlling the mobility of displacing fluid. This method consists of adding polymers to the injection water to increase its viscosity, so that more water diffuses into the porous medium and increasing the sweep efficiency in the reservoir. This work is studied by numerical simulation, application of the injection polymer solution in a homogeneous reservoir, semisynthetic with similar characteristics to the reservoirs of the Brazilian Northeast, numerical simulations were performed using thermal simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group ). The study aimed to analyze the influence of some parameters on the behavior of reservoir oil production, with the response to cumulative production. Simulations were performed to analyze the influence of water injection, polymer solution and alternating injection of water banks and polymer solution, comparing the results for each simulated condition. The primary outcomes were: oil viscosity, percentage of injected polymer, polymer viscosity and flow rate of water injection. The evaluation of the influence of variables consisted of a complete experimental design followed a Pareto analysis for the purpose of pointing out which variables would be most influential on the response represented by the cumulative oil production. It was found that all variables significantly influenced the recovery of oil and the injection of polymer solution on an ongoing basis is more efficient for the cumulative production compared to oil recovery by continuous water injection. The primary recovery showed low levels of oil production, water injection significantly improves the production of oil in the reservoir, but the injection of polymer solution emerges as a new methodology to increase the production of oil, increasing the life of the well and possible reduction of water produced .
Keywords: Numerical simulation, water injection, injection polymer solution and
... Porque ter a mente boa não é o bastante; o principal é aplicá-la bem. As
maiores almas são capazes tanto das maiores virtudes quanto dos maiores vícios, e aqueles que marcham lentamente podem avançar muito mais, se seguirem o caminho certo, do que os que correm, porém dele se afastam.
Dedicatória
Este trabalho é dedicado aos meus
pais Jacinto e Josefa e aos meus
irmãos. Que sempre estiveram do meu
lado não só na realização deste
trabalho, mas em todos os momentos
Agradecimentos
Deus fez você para que você pudesse valer à pena! Opte por aquilo que te constrói. Diga,
eu nasci para celebrar a vitória (Pe Fábio de Melo). Senhor meu Deus, obrigada por permitir
realizar mais um grande sonho em minha vida.
Aos meus pais Jacinto e Josefa e aos meus irmãos Aparecida, Patrícia, Verônica, Priscila e Aparecido.
Ao meu bebê, sobrinho, afilhado e um pouco filho Davyson Lucas, o qual amo muito.
Agir, eis a inteligência verdadeira. Serei o que quiser. Mas tenho que querer o que for.
(Fernando Pessoa). Aos amigos e professores do PPGCEP, em especial os que fazem o LEAP,
Camila, Jofrânia, Heloize, Tailândia, Júnior, Edson, Cindy, Aldayr, Davi, Jennys, Wilson, Tarcilio, Marcão, Rafael e demais, pelo apoio, incentivo, companheirismo, conversas, risadas, encontros, trilhas, churrascos, cafés e tudo que passamos e vamos passar juntos, meu muito obrigado.
Um agradecimento muito especial a Professora e amiga Jennys Barillas. Eu gostaria de
lhe agradecer pelas inúmeras vezes que você me enxergou melhor do que eu sou. Pela sua
capacidade de me olhar devagar, já que nessa vida muita gente já me olhou depressa demais.
Professora, muito, muito, mas muito obrigada mesmo por tudo.
“No mundo, o falso e o verdadeiro se confundem, mais os que sabem jamais se iludem.
Não é fácil encontrar o caminho, mas é bom olhar para o lado e ver que eu não estou sozinho”
(Chorão). Agradeço imensamente ao meu namorado, amigo, cúmplice, pai e muito mais que isso
Ter amigos é como arvorear: lançar galhos, lançar raízes. Para que o outro quando
olhar a árvore, saiba que nós estamos ali. Que nós permanecemos para fazer sombra, para
trazer ao outro, um pouco de aconchego que ás vezes ele precisa na vida (Padre Fábio de
Mello). Minhas amigas irmãs que me acompanharam nesta fase: Suerda, Ana Cléia, Ilza, Dayana,
Cristiane, Maria José, Veronilda, Gerlânea, Gerlândia, Josileide e Victa. Aos amigos que contribuíram de uma forma externa, mas que eu não poderia deixar de agradecer todo o apoio da minha amiga Joana Barros. Aos amigos; Marciano Lucena, Francisco Castro, Renner Leite, Aleck Alves e Anselmo.
Ao professor e orientador Ph.D. Tarcilio Viana pela confiança depositada em mim e por compartilhar seus conhecimentos e experiências essenciais para a realização deste trabalho.
Ao professor Dr. Marcos Allyson pelo apoio, pela amizade e pelo incentivo.
Ao PRH-PB 221 pelo auxílio financeiro.
Ao Laboratório de Estudos Avançados de Petróleo – LEAP – Pelo espaço físico.
Sumário
1 Introdução Geral ... 2
2 Aspectos Teóricos ... ... 5
2.1 Recuperação do óleo ... 5
2.1.1Recuperação Avançada de Óleo (EOR – Enhanced Oil Recovery) ... 6
2.1.2 Injeção de Água ... ... 7
2.1.2.1 Mobilidade e Razão de Mobilidade ... 10
2.1.3 Injeção de Polímeros ... 10
2.2 Polímeros ... 12
2.2.1 Tipos de polímeros ... 13
2.2.2Formas de comercialização de polímeros ... 17
2.2.3 Descrição dos Mecanismos... ... 17
2.2.4 Critérios de Seleção ... ... 20
2.2.5 Fatores Intervenientes ... 23
2.2.6 Propriedades de polímeros ... ... 24
2.2.6.1 Viscosidade ... 24
2.2.6.2 Relações de viscosidade ... 25
2.2.7Comportamento do Polímero no Reservatório ... ... 25
2.2.7.1 Volume Poroso Inacessível ... ... 26
2.2.7.2 Retenção de polímeros na rocha... 29
2.2.7.3 Redução de permeabilidade ... ... 30
2.2.7.4 Estabilidade de polímeros ... ... 32
2.2.7.5 Degradação mecânica... 32
2.3 Simulação de reservatórios ... 33
2.3.1 Gerenciamento de reservatórios ... ... 33
2.3.2Tipos de simuladores de reservatório ... 34
2.4 Avaliação econômica ... 36
2.5 Planejamento Experimental e Otimização ... 38
2.5.1 Tratamento Estatístico ... ... 39
2.5.1.2 Su per fíci eder esposta... ... ...40
3 Estado da Arte ... ... 42
4 Materiais e Métodos ... ... 51
4.1 Ferramentas computacionais ... 51
4.1.1 WINPROP ... ... 51
4.1.2 BUILDER ... ... 51
4.1.3 STARS ... 52
4.1.4 Tratamento estatístico ... 52
4.2 Modelo do reservatório ... 52
4.2.1 Propriedades da rocha ...53
4.2.2Mapa de saturação de óleo e localização dos poços produtor e injetor no modelo base ... 55
4.3 Condições de operação dos poços ... 56
4.4 Modelagem dos fluidos ... 56
4.5 Curva de viscosidade ... 60
4.6 Permeabilidades relativas ... 61
4.7 Fluido injetado ... .. 63
4.8 Viscosidade do óleo do reservatório ... 63
4.9 Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais ... 64
4.10 Metodologia de trabalho ... 65
5.6 Analise da variação da produção acumulada para a injeção continua de solução
polimérica comparada à injeção de água. ... 94
5.7 Análise do processo que obteve a melhor resposta para a produção de óleo ... 96
5.8 Fator de Recuperação (FR) em função do volume poroso injetado (VPI) ... 103
5.9 Mapas da mobilidade do óleo, comparando a injeção contínua de solução polimérica com a injeção contínua de água. ... 104
5.10 Mapas da mobilidade da água, comparando a injeção contínua de solução polimérica com a injeção contínua de água. ... 106
6 Conclusões e Recomendações ... 111
Algumas sugestões para futuros trabalhos; ... 113
ÍNDICE DE FIGURAS
CAPÍTULO I
CAPÍTULO II
Figura 2-1- Formação de fingerings (Venério 2010). ___________________________________________________ 8
Figura 2-2- Representação esquemática do método de recuperação de petróleo mediante injeção de água. Adaptado de
Miranda, 2010. _____________________________________________________________________ 9 Figura 2-3-
Esquema da sequência de injeção de polímeros (Lake, 1989). _________________________________ 12 Figura 2-4 -
Estrutura da poliacrilamida parcialmente hidrolisada (Manichand, 2006). ______________________ 15 Figura 2-5 -
Estrutura molecular da xantana (Manichand, 2006). ________________________________________ 16 Figura 2-6-
Viscosidade versus concentração de polímeros a uma taxa de cisalhamento de 7,3 s-1, em 1% de NaCl a 74 °F (Sorbie,
1991). ____________________________________________________________________________ 24 Figura 2-7 - (a)
Apare i e to dos fi gers ; região ais per eável k > k favore e do o fluxo de fluidos assi o orre do o
fenômeno dos fingers (Dantas 2008). ___________________________________________________ 26 Figura 2-8 -
Polímero aderindo na matriz sólida ______________________________________________________ 30 Figura 2-9 -
Etapas do estudo de um reservatório, utilizando um simulador numérico (Rosa, 2006). ____________ 34 Figura 2-10 -
Aplicações de simuladores numéricos de reservatórios (Rosa, 2006). __________________________ 35 Figura 2-11 -
Otimização econômica (Satter, 1994). __________________________________________________ 37 Figura 2-12 -
Exemplo da representação do Diagrama de Pareto (Barillas, et al., 2007) ______________________ 39 Figura 2-13 -
Exemplo da representação de uma superfície de resposta (Barillas, et al.,2007) _________________ 40
CAPÍTULO III
CAPÍTULO IV
Figura 4-1 - Modelo composicional do reservatório em 3D com configuração de injeção five-spot _____________ 53
Figura 4-2- Discretização em 3D do modelo de reservatório em estudo ___________________________________ 55
Figura 4-3- Mapa de saturação do óleo com vista frontal dos poços produtor e injetor no modelo base _________ 55
Figura 4-4- Fator volume de formação do óleo ______________________________________________________ 59
Figura 4-5- Razão de solubilidade do gás no óleo ____________________________________________________ 60
Figura 4-6- Ajuste da viscosidade do óleo ___________________________________________________________ 61
Figura 4-7- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo _________________________________ 62
Figura 4-8- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás-líquido_________________________________ 62
CAPÍTULO V
Figura 5-1- Produção acumulada de óleo dos refinamentos para escolha do modelo base. ___________________ 68
Figura 5-2- Análise comparativa do método com a injeção de água sem polímero. _________________________ 69
Figura 5-3 – Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 5 anos. ________________________________ 73
Figura 5-4 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 10 anos.________________________________ 74
Figura 5-5 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 15 anos.________________________________ 74
Figura 5-6 - Superfície de resposta: % de polímero vs. viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e 15 anos. _______ 77
Figura 5-7 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. % de polímero em 5 anos, 10 anos e 15 anos. ___ 78
Figura 5-8 - Superfície de resposta: vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto. _____ 79
Figura 5-9 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos. _____ 80
Figura 5-10 – Processos Simulados. _______________________________________________________________ 81
Figura 5-11 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia. _______________________ 82
Figura 5-12 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia. _____________________________ 83
Figura 5-13 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia. _______________________ 84
Figura 5-14 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia ______________________________ 84
Figura 5-15 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia ________________________ 85
Figura 5-16 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia ______________________________ 86
Figura 5-17 - Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 8cp comparando a injeção contínua de solução
polimérica com injeção contínua de água. ___________________________________________________ 87 Figura 5-18 -
Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 17cp comparando a injeção contínua de solução polimérica com
injeção contínua de água. ___________________________________________________ 88 Figura 5-19 - Curvas de
produção acumulada do óleo com viscosidade 43cp comparando a injeção contínua de solução polimérica com injeção
contínua de água. ___________________________________________________ 89 Figura 5-20 – Vazão de água para a
produção em 20 anos _____________________________________________ 90 Figura 5-21 – Período de maior vazão de
água em 20 anos. ____________________________________________ 91 Figura 5-22- Vazão de água para a produção
em 20 anos______________________________________________ 92 Figura 5-23 - Período de maior vazão de água em
20 anos _____________________________________________ 92 Figura 5-24 - Vazão de água para a produção em 20
anos _____________________________________________ 93 Figura 5-25 – Período de maior vazão de água em 20
anos ____________________________________________ 94 Figura 5-26 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de
5, 10, e 15 anos do processo._____________________ 98 Figura 5-27 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10
e 15 anos do processo. ____________________ 100 Figura 5-28- Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5,10 e 15
anos do processo _____________________ 102 Figura 5-29 - Curvas FR x VPI para as vazões de 25 m3/dia, 50 m3/dia e
75m3/dia. _________________________ 103 Figura 5-30 - Mobilidade do óleo em 5, 10 e 15 anos do projeto.
_______________________________________ 105 Figura 5-31 - Mobilidade da água em 5, 10 e 15 anos do projeto.
______________________________________ 107 Figura 5-32 – Viscosidade da água em 1 ano de
ÍNDICE DE TABELAS
CAPÍTULO I
CAPÍTULO II
Tabela 2-1- Classificação de permeabilidade e porosidade (Sorbie, 2002). Fonte - Manichand 2006 ____________ 22
Tabela 2-2- Critérios para a aplicação da injeção de polímeros segundo Satter (1994). Fonte - Manichand 2006 __ 23
CAPÍTULO III
CAPÍTULO IV
Tabela 4-1- Propriedades da rocha reservatório _____________________________________________________ 54
Tabela 4-2 - Parâmetros de Operação dos Poços. ____________________________________________________ 56
Tabela 4-3- Fração molar dos hidrocarbonetos presentes no fluido ______________________________________ 57
Tabela 4-4- Agrupamento e percentual de cada componente e pseudocomponente _________________________ 58
Tabela 4-5- Dados PVT do teste de liberação diferencial do óleo leve _____________________________________ 58
Tabela 4-6 - Características do polímero utilizadas no estudo ___________________________________________ 63
Tabela 4-7 - Viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações.___________________________________ 64
Tabela 4-8 - Níveis de parâmetros do reservatório ___________________________________________________ 65
CAPÍTULO V
Tabela 5-1- Refinamentos para a escolha do modelo base _____________________________________________ 68
Tabela 5-2- Simulações realizadas para o estudo do processo de injeção de polímeros, analisando a produção acumulada
em 5,10,15 e 20 anos de produção. ______________________________________________________ 71 Tabela 5-4 -
∆Np e a os de produção para u a vis osidade de óleo de 8cp. ___________________________ 95 Tabela 5-5 - ∆Np
em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 17 cp. _________________________ 95 Tabela 5-6 - ∆Np e
Nomenclaturas
Descrição unidade
∆Np – Variação da produção acumulada m3 std
µm – Micrometro
Ad – Adsorção da concentração do polímero na rocha Ca 2+ - Íon Cálcio
cP – Centipoise
Cp – Concentração do polímero ppm
De – Tensor de dispersão efetivo F – Fahrenheit
FR – Fator de Recuperação %
g – Força gravitacional
k – Permeabilidade absoluta mD
M – Mobilidade mD - Millidarcys Mg 2+ - Íon Magnésio
Np - Produção acumulada total de óleo m³ std
ºC – Graus Celsius
P - Pressão Kgf/cm2 (Psi)
Pw – Pressão da fase água
Qinj – Vazão de injeção m³std/dia
Rc – Condições de reservatório Rf – Fator de resistência
Rk – Fator de redução da permeabilidade Rrf – Fator de resistência residual
Rso – Razão de solubilidade Soi – Saturação de óleo incial std – Stander
Sw - Saturação de água
T - Temperatura do fluido ºC
Visc – Viscosidade do óleo M.L-1.t-1
VOIP - Volume de Óleo in Place VPI – Volume Poroso Injetado VPL – Valor presente líquido
Vv - Volume de poros vazios cm3
Letras gregas
∆
-
incremento p.p.θ - Ângulo de contato
p – Razão de mobilidade do polímero
– Viscosidade do fluído M.L-1.t-1
o - Viscosidade da fase óleo M.L-1.t-1
p - Viscosidade da solução polimérica M.L-1.t-1
w - Viscosidade da fase água M.L-1.t-1
ρ - Densidade da rocha g/cm3
ρw – Densisdade da água g/cm3
τ - tensão de cisalhamento Pa
Ф – Porosidade %
фp - Porosidade efetiva para o polímero %
Siglas
RAO – Razão-Água-Óleo
SPE –“Society of PetroleumEngineers”
STARS –“Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator” PAM – poliacrilamida
PEO - dextrana, poli (óxido de etileno) Ppm – Partes por milhão
HPAM – Poliacrilamida parcialmente hidrolisada IMEX – Implicit Explicit Black Oil Simulator IVP – Volume Poroso Inacessível
CMG - Computer Modelling Group
CMHEC - Carboxi-metil-hidroxi-etil-celulose EOR – Enhanced Oil Recovery
AM/AMPS - Copolímeros de acrilamida e 2-acrilamida 2-metil propano sulfonato, ANP – Agencia Nacional de Petróleo
Capítulo I:
1 Introdução Geral
O aumento progressivo da demanda energética mundial é motivo para a busca, também crescente, do aprimoramento das técnicas de produção de petróleo, a procura pelo menor custo e maior eficiência possíveis na recuperação do óleo se faz necessário.
Na recuperação de petróleo são enfrentados diversos problemas, entre os quais o baixo fator de recuperação de óleo associado a uma alta produção de água. A fim de resolver esses problemas, podem ser aplicados métodos suplementares de recuperação, avançados ou não, para atingir uma produção de óleo técnica e economicamente satisfatória. Esses métodos têm como princípio a redução das forças retentoras (forças capilares ou tensões interfaciais), o aumento da viscosidade da fase deslocante ou, ainda, a redução da viscosidade da fase deslocada. Cada método de recuperação tem condições adequadas para sua aplicação, que dependem das características do reservatório e dos fluidos contidos no mesmo.
O método de injeção de água é um dos métodos de recuperação mais utilizados, devido à boa relação custo-benefício trazida para muitos reservatórios de petróleo. A grande maioria dos projetos atuais que visa à injeção de água no reservatório é implementada logo no início de sua vida produtiva, de maneira a manter ou até mesmo elevar a pressão de poro (Mezzomo, 2000).
Os métodos químicos representam as principais alternativas para melhorar significativamente a recuperação de óleo residual, gerado pela injeção de água. Entre eles a injeção de soluções poliméricas é um método já utilizado com sucesso na indústria. Esta técnica consiste em aumentar a viscosidade do fluido injetado mediante a dissolução de polímeros na água, mas em alguns reservatórios o volume necessário de polímero e o seu custo, tornam sua aplicação economicamente inviável. Busca-se desenvolver polímeros mais resistentes às condições de reservatório, além de definir as condições ideais de campo que proporcionariam uma produção de óleo economicamente mais viável.
criteriosa e testes preliminares. Se um determinado reservatório for considerado apto à injeção de polímeros, é importante analisar uma série de variáveis, como o tipo de polímero, a concentração e o tamanho do banco de injeção, com o objetivo de otimizar o processo (Ribeiro, 2008).
Esta Dissertação trabalho tem como objetivo principal analisar alguns parâmetros operacionais e de reservatório, como: Viscosidade do óleo, viscosidade do polímero, porcentagem de polímero injetado e vazão de água injetada, a fim de verificar qual a influência deles na aplicação do processo de injeção de polímeros em reservatórios de petróleo.
O modelo utilizado para estudo é um reservatório homogêneo, semissintético com características baseadas em reservatórios do Nordeste Brasileiro. Os resultados foram obtidos através do simulador térmico STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir
Simulator), versão 2012 do programa da CMG (Computer Modelling Group).
Capítulo II:
2 Aspectos Teóricos
Os reservatórios de petróleo que retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos após a diminuição da sua energia natural são candidatos ao emprego de processos que visam à obtenção de uma recuperação adicional de óleo. O desenvolvimento de novas técnicas que possibilitem extrair mais deste óleo residual permite aumentar a rentabilidade dos campos petrolíferos e estender sua vida útil (Segundo et al., 2007).
O principal propósito desta revisão é apresentar os aspectos teóricos mais importantes relativos ao processo de injeção de polímeros como método de recuperação avançada de petróleo.
2.1 Recuperação do óleo
Dentre as várias dificuldades que afetam a produção do petróleo a partir dos reservatórios, uma em especial, tem a ver com a imiscibilidade e a diferença de viscosidade entre os fluidos presentes na jazida. Quando a água e o óleo (geralmente mais viscoso) escoam ao mesmo tempo através de um meio poroso (reservatório), a água tende a se deslocar em uma velocidade maior que o óleo, no seu curso em direção aos poços produtores. Com isso, ocorrerá a chegada prematura e crescente da água nestes poços, afetando a recuperação final do petróleo (Pravap, Revista Petro & Química, 2002).
é o retardamento da invasão de água nos poços produtores e, portanto, uma maximização da eficiência de recuperação (Zaitoun et. al., 1991; Revista Petro & Química, 2002).
2.1.1 Recuperação Avançada de Óleo (EOR – Enhanced Oil Recovery)
O objetivo dos métodos de recuperação avançada é mobilizar o óleo remanescente pelo aumento do deslocamento microscópico do óleo e o aumento da eficiência volumétrica de varrido. O deslocamento do óleo é aumentado pela redução da viscosidade do óleo ou reduzindo forças capilares ou a tensão interfacial. A eficiência volumétrica de varrido é aumentada reduzindo a mobilidade da água de injeção (Satter, 1994). Os processos de recuperação avançada frequentemente envolvem a injeção de mais de um fluido. Num caso típico, um volume relativamente pequeno de um fluido caro (primeiro banco ou primary slug) é injetado para mobilizar o óleo. Este primeiro banco é deslocado com um volume maior de um fluido mais barato (banco secundário). O objetivo desse segundo banco é deslocar o primeiro banco de forma eficiente. Em alguns casos, fluidos adicionais de custo ainda menor são injetados depois do segundo banco para reduzir ainda mais os custos de operação (Green, 1998).
Os métodos de EOR podem ser classificados em quatro categorias entre os principais métodos estão:
Métodos químicos Métodos miscíveis Métodos térmicos
Métodos microbiológicos
Em métodos miscíveis, o objetivo é injetar fluidos que são diretamente miscíveis com o petróleo, ou seja, fluidos que, ao se misturarem com o petróleo, formam uma única fase. Exemplo disso seria a injeção de dióxido de carbono ou de nitrogênio. Neste caso, a razão de mobilidade entre os dois fluidos é determinante para a eficiência de varrido e, a molhabilidade para a eficiência de deslocamento (efeitos capilares).
Métodos térmicos envolvem injeção de energia térmica ou geração de calor dentro do reservatório para, principalmente, alterar a viscosidade do petróleo e melhorar a recuperação do mesmo. Injeção de vapor ou combustão in-situ através de injeção de ar ou oxigênio são exemplos deste processo.
Os métodos biológicos ou microbiológicos consistem na adição de bactérias com a água de injeção. Estas bactérias realizam reações químicas em contato com o petróleo e são capazes de quebrar cadeias mais longas de hidrocarbonetos, o que resulta em um óleo mais leve, menos viscoso e mais fácil de ser deslocado do reservatório. As bactérias ainda podem provocar mudanças na tensão interfacial entre óleo e água ou alterar a molhabildade da rocha.
Nesta dissertação serão abordados os métodos de injeção de polímero, que é considerado um método químico, e a injeção de água.
2.1.2 Injeção de Água
A injeção de água (waterflooding) é o método mais comum de injeção de fluidos em reservatórios. Sua popularidade se justifica através da sua disponibilidade, relativa facilidade para operação e boa eficiência em deslocar óleo (Craig, 1993), além de baixo custo.
Ao se injetar água no reservatório, a saturação de água ao redor do poço injetor aumenta bastante e forma-se um banco de óleo a frente da água injetada. Entre a zona lavada e o banco de óleo, obtém-se uma região onde a saturação de água cai bruscamente. Esta região é denominada frente de avanço. Quando o banco de óleo atinge o poço produtor, um aumento da produção de óleo pode ser observado (Rosa, Carvalho, & Xavier, 2006).
Porém, devido à razão de mobilidade entre óleo e água, a água não é capaz de deslocar todo o óleo presente no reservatório. A interface óleo-água é extremamente instável e existe uma tendência de formação de canais de escoamento preferenciais (van Meurs & van der Poel, 1958). A água, ao ser injetada, percorre este canal preferencial, geralmente caracterizado por uma zona mais permeável ou por ser o caminho mais curto entre os poços injetor e produtor.
Estes caminhos preferenciais são conhecidos como viscous fingerings (como podem ser vistos na Figura 2.1). Quanto maior for à razão de viscosidade óleo/água, maior é a tendência de eles ocorrerem e mais acentuados eles são. Outro fator determinante para a formação dos fingers é a heterogeneidade do reservatório. Uma rocha heterogênea apresenta zonas mais ou menos permeáveis que acabam “indicando” o caminho que a água deve percorrer. Todavia, já foi mostrado em testes, que em amostras de rocha mais homogêneas, a formação de fingers ainda existe (Craig, 1993).
Este efeito tem por consequência a redução da eficiência de varrido do método, já que, como a água percorre caminhos preferenciais, ela não atinge todo o reservatório. Logo, o óleo não é todo deslocado. Ou seja, o óleo localizado entre dois fingers não é atingido pela água, permanecendo no mesmo lugar. Pode-se observar melhor este efeito na Figura 2-2.
Figura 2-2- Representação esquemática do método de recuperação de petróleo mediante injeção de água. Adaptado de Miranda, 2010.
Os fingers também antecipam a chegada da água injetada no poço produtor. O tempo que leva a água injetada (frente de avanço) a alcançar o poço produtor é chamado de tempo de
breakthrough. Quanto maior este tempo, menos heterogêneo é o reservatório, menor é a razão de
viscosidade entre óleo e água e mais óleo é deslocado.
Como o projeto pode ser interrompido com uma vazão considerável de óleo sendo produzido e ainda restaria um volume grande de óleo no reservatório (uma saturação residual de óleo), meios alternativos devem ser pensados de forma a aumentar o fator de recuperação do campo.
propriedades do fluido injetado. É em busca disso que alguns métodos de recuperação avançada são baseados (Willhite, 1986).
2.1.2.1 Mobilidade e Razão de Mobilidade
A mobilidade de um fluido é definida como a relação entre a sua permeabilidade efetiva no meio poroso (k) e a sua viscosidade ( ). Desta maneira, a mobilidade do óleo (fluido deslocado) é dada por o=ko/ o (ko é a permeabilidade efetiva ao óleo) e a da água (fluido injetado) por w=kw/ w (kw é a permeabilidade efetiva à água). Assim como as permeabilidades efetivas, as mobilidades também dependem das saturações. A equação (1) apresenta a fórmula para o cálculo da razão de mobilidade.
Equação (1)
Segundo (Craig, 1971), na produção e recuperação de petróleo a razão de mobilidade é definida pela razão w/ o. Desta forma, quanto menor a razão de mobilidade, maior é a eficiência de varrido no reservatório, deslocando-se mais óleo com menos fluido injetado. Entre as medidas para se aumentar a razão de mobilidade, pode-se citar o aumento da viscosidade da solução injetada ( w) e/ou da permeabilidade efetiva do óleo, e/ou da diminuição da viscosidade do óleo ( o) e/ou da permeabilidade efetiva da solução injetada (Craig, 1971). A razão de mobilidade está, portanto, diretamente relacionada com a eficiência de varrido em um processo de recuperação, já que quantifica a diferença da facilidade com que os fluidos se deslocam no meio poroso.
2.1.3 Injeção de Polímeros
Injeção de polímeros é um método de recuperação avançada de petróleo (Enhanced Oil
viscosidade da água de injeção e melhorar a razão de mobilidades água/óleo. Com isso, há uma uniformização da frente de avanço, que melhora a eficiência de varrido areal e vertical. Este método visa recuperar o óleo móvel remanescente que a injeção de água não deslocou, mas também pode ser aplicado desde o início do desenvolvimento de um reservatório. Além de aumentar a eficiência de varrido, este método busca reduzir a quantidade de água injetada e consequentemente produzida (Rosa 2006).
Antes de injetar polímeros em reservatório, é necessário fazer um estudo profundo das substâncias a serem utilizadas para o preparo da solução polimérica, como, temperatura, salinidade, dureza e pH, adequando-se às características da rocha reservatório (Correia 2002).
No Brasil, a recuperação com injeção de polímeros ainda está em fase de crescimento. Cabe destacar que os polímeros, além de serem utilizados na recuperação de reservatórios de petróleo, também podem ser aplicados em fluidos de perfuração, fraturamento, nas correções de perfis de injetividade e como agentes bloqueadores de água (Rosa 2006).
Para o método ser eficiente, as soluções poliméricas precisam permanecerem estáveis por um longo período sob condições de reservatório. Os polímeros são sensíveis à degradação mecânica, química, térmica e microbiológica. A degradação pode ser prevenida ou minimizada utilizando técnicas especiais (Chang 1978).
O esquema da injeção de polímeros (Figura 2-3) geralmente é iniciado com um pré-flush, isto é um banco de fluido de injeção com o propósito de acondicionar o reservatório para os fluidos de injeção seguintes e que normalmente consiste de uma solução de baixa salinidade. O
pré-flush é seguido pela solução polimérica, uma solução tampão de água doce para proteger a
Fluido Solução tampão Solução Recuperação deslocante de água doce polimérica para adicional de (água) para proteger o o controle da óleo (banco de
banco de mobilidade óleo)
polímero
Figura 2-3- Esquema da sequência de injeção de polímeros (Lake, 1989).
O desempenho da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo é fortemente influenciada pela presença de diferentes sais na água da formação e na água de injeção, por isso é necessária a injeção de um banco de água que evite o contato do polímero com a água da formação. O sucesso desse tipo de abordagem pode trazer um ganho significativo de produção de óleo, associado a uma redução com o custo de tratamento de água, beneficiando o retorno econômico do projeto. Tendo assim uma melhor eficiência de recuperação de óleo, uma vez que se proporciona um melhor varrido de óleo.
2.2 Polímeros
Polímeros (do grego, “muitas partes”) são macromoléculas constituídas pela repetição de uma pequena unidade molecular de um determinado composto químico, unidade esta que recebe o nome de monômero. A reação que dá origem a um polímero é denominada reação de polimerização, em que a molécula inicial (monômero) se agrupa sucessivamente com outras, produzindo o dímero, trímero, tetrâmero e, por fim, o polímero.
Nos anos 60, os polímeros foram sugeridos como meio de redução da razão de mobilidade pelo aumento da viscosidade da água deslocante e a redução da permeabilidade da formação rochosa. Praticamente, todos os trabalhos foram realizados com a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), que é um tipo de polímero. Seu uso foi originalmente proposto já que HPAM era comercialmente disponível para aplicação em outras indústrias. Mais recentemente, o biopolímero xantana, disponível comercialmente para uso em outras aplicações industriais, foi desenvolvido para aplicação na EOR. Durante os anos 60 e 70 um grande número de aplicações de campo foram feitas com vários graus de sucesso (Sorbie, 1991).
2.2.1 Tipos de polímeros
Vários polímeros têm sido considerados na aplicação em EOR: goma xantana, poliacrilamida parcialmente hidrolisada, copolímeros (polímeros consistindo de dois ou mais tipos diferentes de monômeros) de ácido acrílico e acrilamida, copolímeros de acrilamida e 2-acrilamida 2-metil propano sulfonato (AM/AMPS), hidroxi-etil-celulose (HEC), carboxi-metil-hidroxi-etil-celulose (CMHEC), poliacrilamida (PAM), poli (ácido acrílico), glucana, dextrana, poli (óxido de etileno) (PEO), poli (álcool vinílico).
Segundo Teixeira (2005), a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) tem um custo mais baixo que a goma xantana. Tais polímeros aumentam a viscosidade da água, direcionam o escoamento para dentro de zonas de menor permeabilidade, conferindo melhor varredura da solução polimérica utilizada nos processos de recuperação de petróleo e diminuindo a formação de caminhos preferenciais (fingers). O fluido injetado difunde-se mais no meio poroso, promovendo uma melhor distribuição da frente de injeção e retardando a produção de água (Lima, 2010; Sorbie, 1991). No entanto, interações significativas entre o meio poroso e as moléculas dos polímeros transportados podem ocorrer, causando a retenção do polímero na superfície porosa. Essa retenção pode provocar redução na eficiência de injeção de polímeros, assim como da permeabilidade da rocha (Sorbie, 1991).
2.2.1.1 A poliacrilamida parcialmente hidrolisada
A HPAM é um monômero de amida, formada pela combinação de carbono, hidrogênio, oxigênio e nitrogênio, compondo assim uma unidade básica. Milhares dessas unidades básicas são polimerizadas para formar uma molécula de polímero de cadeia longa. Através do processo químico de hidrólise, a hidrólise converte alguns grupamentos amida em grupos carboxílicos. Quando somente parte dos grupos amida é alterada, o processo é chamado de hidrólise parcial, criando-se então poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas (Teixeira, 2005). A poliacrilamida adsorve fortemente em superfícies compostas por minerais. Entretanto, esse polímero é hidrolisado parcialmente para reduzir sua adsorção no meio poroso, através da reação do polímero com uma base, como hidróxido de sódio ou de potássio, ou ainda, carbonato de sódio.
Figura 2-4 - Estrutura da poliacrilamida parcialmente hidrolisada (Manichand, 2006).
A capacidade da HPAM de aumentar a viscosidade se deve à alta massa molar. Essa capacidade é reforçada pela repulsão eletrostática dos grupos aniônicos entre as moléculas do polímero e os segmentos da mesma molécula. A repulsão leva a molécula a se abrir e entrelaçar com outras moléculas igualmente abertas, um efeito que acentua a redução de mobilidade a concentrações mais altas. Se a salinidade ou dureza for elevada, essa repulsão é fortemente reduzida por blindagem iônica, desde que as ligações carbono-carbono livres para rotação permitam à molécula assumir a conformação de novelo aleatório. A blindagem leva a uma diminuição na efetividade do polímero, já que os entrelaçamentos intermoleculares são fortemente reduzidos. Todas as propriedades de HPAM apresentam grande sensibilidade à salinidade e dureza, o que é um obstáculo na sua aplicação em muitos reservatórios. Por outro lado, HPAM é mais barata e relativamente resistente a ataque por bactérias, além de proporcionar redução permanente de permeabilidade. HPAM tende a sofrer degradação térmica a temperaturas elevadas (Lake, 1989).
2.2.1.2 Goma xantana
A produção de goma xantana com a qualidade necessária de um polímero é facilmente alcançada, sendo obtida via fermentação por bactéria. Variando os processos de fermentação podem-se alcançar polímeros com melhor injetabilidade.
para evitar a formação de resíduos na formação e a adição de bactericidas para prevenir sua degradação, que eleva o seu custo de injeção (Chang 1978).
A xantana, produzida pelo microrganismo Xanthomonas campestris (Needham, 1987; Sorbie, 1991), tem a estrutura apresentada na Figura 2-5.
Figura 2-5 - Estrutura molecular da xantana (Manichand, 2006).
O comprimento hidrodinâmico da xantana em solução é aproximadamente 1,5 μm, enquanto o comprimento da molécula é estimado em 2 – 10 μm. A estrutura helicoidal dupla da xantana é mantida na maioria das soluções de injeção em reservatório, em toda faixa de temperatura na qual a xantana é estável (< 85 °C) (Sorbie, 1991).
A molécula da xantana pode sofrer uma transição do tipo ordem-desordem pela variação da temperatura ou a salinidade da solução. Essa transição é associada à estrutura helicoidal, sendo esta aberta por um aumento de temperatura ou uma redução de salinidade, passando, assim, a molécula a uma conformação de novelo aleatório. A influência dessa transição conformacional hélice-novelo pode ser notada nas propriedades de estabilidade da molécula, nas propriedades reológicas em soluções de baixa salinidade a temperaturas elevadas, e nas propriedades de adsorção (Sorbie, 1991).
2.2.2 Formas de comercialização de polímeros
Os polímeros podem ser comercializados na forma de pós, soluções ou emulsões diretas ou inversas. Os pós de polímero podem ser transportados e armazenados a baixo custo, porém apresentam dificuldades de solubilização ou diluição, devido à facilidade de formação de agregados. As soluções são dispersões aquosas de, aproximadamente, 10 % (m/m) de polímero em água, porém têm custos de transporte e armazenagem elevados, além da necessidade de equipamentos especiais de mistura. As emulsões inversas contêm até 35 % (m/m) de polímero no meio através do uso de surfactantes, em uma fase carreadora oleosa. Uma vez invertida a emulsão água em óleo, o concentrado de polímero pode ser diluído até a concentração desejada de injeção (Green, 1998; Lake, 1989; Needham, 1987).
2.2.3 Descrição dos Mecanismos
que houve sinergismo. O sinergismo entre polímeros é de grande interesse comercial, pois possibilita novas funcionalidades, reduz a quantidade de polímeros e os custos (Correia 2002). Sendo assim, a caracterização de misturas poliméricas é de extrema importância, pois pode resultar no desenvolvimento de um novo material com menor custo.
O escoamento de um fluido pode ser classificado como Newtoniano ou não-Newtoniano. A água é um exemplo de fluido Newtoniano, onde a velocidade de escoamento varia linearmente com o gradiente de pressão e a viscosidade é independente da velocidade. Por outro lado, dependendo da concentração de polímeros, soluções poliméricas podem apresentar comportamento não-Newtoniano a partir de certa velocidade, sendo uma característica de escoamento importante deste método de recuperação (API, 1990). Segundo (Rosa et al. 2006), a concentração de polímeros utilizados na recuperação de petróleo é da ordem de 150 a 1.500 ppm.
No caso de soluções com alta concentração de polímero e comportamento reológico não-Newtoniano, mesmo que as condições iniciais de escoamento sejam instáveis (M>>1), o mesmo tende à estabilidade porque a velocidade diminui e, portanto, a viscosidade do fluido aumenta. Dessa forma, a razão de mobilidade inicial diminui e o escoamento tende ao deslocamento pistão (Rosa et al. 2006). Essa redução de mobilidade relativa e a compensação de heterogeneidades, tais como estratificação ou formação de canais, possibilita a mobilização do óleo que seria ultrapassado pela injeção de água.
Projetos de recuperação com polímeros exigem boa permeabilidade do reservatório, sendo a injetividade para soluções de polímeros menores do que para água. Para permeabilidade muito baixa ou viscosidade do óleo muito alta, uma vazão de injeção econômica pode não ser atingida. Nesse caso, a vida do projeto poderá ser longa demais para que ele seja econômico em função da baixa injetividade, embora esta seja parcialmente compensada pela melhoria na eficiência de varrido e redução do volume de água a ser injetado (Rosa et al., 2006).
dependentes do tipo, da composição e das características do polímero, das propriedades permoporosas da formação, de interações superfície-líquido e de condições do escoamento.
No mecanismo de retenção por tamanho, ocorre separação entre polímeros de cadeias menores e maiores, ou seja, moléculas de cadeia curta penetram em poros menores enquanto que as maiores se movem através dos poros maiores. Algumas moléculas do polímero podem ser retidas e até mesmo tamponar alguns poros.
Efeitos hidrodinâmicos incluem a difusão das partículas no fluido (solvente), que é a mistura longitudinal, a dispersão, que é a mistura transversal e a convecção, onde não ocorre movimento relativo e as partículas e o fluido movimentam-se com a mesma velocidade. Os efeitos de superfície estão relacionados com a afinidade química entre o soluto e a superfície da rocha, a qual pode capturar moléculas dissolvidas ou dispersas.
Os efeitos de cisalhamento estão relacionados à viscosidade do fluido, a qual é função da taxa de cisalhamento e da velocidade de escoamento. No escoamento multifásico, a velocidade da fase é dependente da permeabilidade efetiva do meio, podendo haver então um afinamento mais acentuado por cisalhamento em camadas de permeabilidade baixa do que nas de permeabilidade mais elevada.
O efeito elongacional ocorre quando a velocidade do líquido fluindo aumenta no sentido do escoamento, resultando no estiramento e quebra da cadeia de polímeros quando uma extremidade viaja em uma velocidade e a outra é acelerada rapidamente.
2.2.4 Critérios de Seleção do polímero
Os critérios de seleção são regras para aplicação de um processo de recuperação segundo as características do campo onde se deseja implantar tal método. Os critérios trazem uma estimativa de valores limites de propriedades de óleo e reservatório, tais como grau API e viscosidade do óleo, permeabilidade absoluta, profundidade e temperatura da zona produtora.
Os critérios de seleção e análise são sequenciais e visam o uso ou descarte de um método de recuperação, seguido de análise de viabilidade técnica e econômica com grau de detalhamento crescente e com vistas ao atendimento dos objetivos planejados (Sorbie, 1991).
No caso da injeção de polímeros, testes para avaliar a interação rocha-fluido são indispensáveis para a seleção final de um polímero de EOR. No entanto, além de serem demorados e difíceis, eles são caros, pois utilizam amostras da rocha do reservatório em análise. Então, é muito importante realizar uma pré-seleção do polímero com base em alguns critérios para otimizar a realização da fase final de testes (Melo e Lucas, 2008).
O sucesso na recuperação de petróleo através de polímeros é maior para formações homogêneas ou com baixo grau de heterogeneidade, ou seja, razão entre a permeabilidade mais alta encontrada e a permeabilidade média da formação entre 4 e 30. Se essa razão for superior a 30, polímeros comuns terão baixa eficiência no processo (Sorbie, 1991).
A permeabilidade absoluta na área menos permeável deve ser superior a 20 mD já que retenção excessiva e bloqueio da formação podem ocorrer em formações com permeabilidade baixa. A presença de regiões com permeabilidade baixa, juntamente com grandes áreas de permeabilidade alta, não representa uma restrição séria, pois é o nível de retenção nas áreas de menor permeabilidade que define a eficiência da injeção de polímero (Sorbie, 1991).
temperaturas iniciais altas, os efeitos de resfriamento local devem ser considerados (Sorbie, 1991).
À medida que se aquece uma solução polimérica, reduzem-se os efeitos das forças de van der Waals, o que minimiza a atração entre uma cadeia polimérica com outra ao seu lado (Ashby & Jones, 2007). Essa força menor resulta em maior facilidade para o cisalhamento, uma vez que há menor resistência ao escoamento da solução. Isso explica o fenômeno observado de que, com o aumento da temperatura, presencia-se a redução da viscosidade das soluções poliméricas. Muitos dos polímeros empregados na explotação de petróleo têm origem biológica, sendo, sobretudo, polissacarídeos. As estruturas helicoidais presentes em muitos polissacarídeos são devidas às fortes ligações de hidrogênio intramolecular, podendo estas interações ser enfraquecidas quando o meio estiver a altas temperaturas (Queiroz Neto et al., 2007). Ao se aumentar a temperatura, atinge-se um estado de energia suficiente para o rompimento das ligações de hidrogênio, fazendo com que a estrutura helicoidal se desfaça e o polímero fique de forma desordenada em solução.
Já a degradação térmica do polímero corresponde à cisão de cadeias moleculares a temperaturas elevadas. Se um polímero ficar demasiadamente quente e a energia térmica ultrapassar a energia de coesão de alguma parte da cadeia molecular (geralmente as mais fracas), provocar-se-á a despolimerização ou degradação (Callister, 2002).
O teor de argila na formação não deve ser muito alto, pois resulta em considerável retenção de polímero, tal como em carbonatos. É, pois, preferível à aplicação em arenitos.
A composição da água de formação deve ser examinada, já que se a mesma for muito diferente da solução de injeção, pode haver problemas de compatibilidade, tais como a presença de íons ferro, o que pode afetar a estabilidade e a adsorção de polímero (Sorbie, 1991).
degradação biológica, excesso de sulfeto de hidrogênio e incompatibilidade entre aditivos e polímeros também devem ser analisados.
Melo e Lucas (2008), apresentaram uma metodologia para a seleção de polímero para recuperação avançada de petróleo, após a caracterização do reservatório. Apesar de o princípio ser relativamente simples, o sucesso da operação depende basicamente de dois pontos principais: a seleção do polímero apropriado para o reservatório e o projeto de injeção da solução polimérica. A escolha do polímero é normalmente feita a partir das características da molécula de polímero e do sistema de reservatório e é confirmada por testes laboratoriais específicos para esta finalidade.
Taber et al. (1996) afirmam que projetos de injeção de solução polimérica são utilizados preferencialmente em formações de arenito, mas que podem ser usados em formações carbonáticas também. Já Adasani e Bai (2011) mostram que, de 38 projetos com polímeros 35 foram em formações areníticas.
Apesar das vantagens na aplicação de polímeros, seu uso apresenta limitações que podem ser categorizadas como técnicas, econômicas e de regulamentação legal e cada caso deve ser analisado segundo critérios que envolvem as características dos fluidos, das formações contatadas e das operações envolvidas. A Tabela 2-1 mostra os critérios de classificação de permeabilidade e porosidade segundo Sorbie (1991). A Tabela 2-2 mostra os critérios segundo Satter (1994), para a utilização do polímero em um determinado reservatório.
Tabela 2-2- Critérios para a aplicação da injeção de polímeros segundo Satter (1994). Fonte - Manichand 2006
Experiências de aplicação da injeção de polímeros em diversos reservatórios mostraram que a injeção de polímeros tem potencial maior como processo secundário de recuperação do que quando aplicado após a injeção de água, como processo terciário de recuperação. Nestes casos, a produção de óleo pode chegar a ser até quatro vezes maiores. Além disso, uma injeção terciária de polímeros, com resultados tecnicamente satisfatórios, requer até seis vezes mais polímero por barril de óleo recuperado, comparado com uma injeção secundária (Needham, 1987).
2.2.5 Fatores Intervenientes
2.2.6 Propriedades de polímeros
2.2.6.1 Viscosidade
Uma propriedade muito importante dos fluidos do reservatório é a viscosidade. A viscosidade tem dimensões de [M.L-1.t-1] e é expressa em cP. A viscosidade pode ser definida como a resistência que um fluido apresenta ao cisalhamento. As soluções poliméricas não apresentam a mesma viscosidade quando submetidas a diferentes taxas de escoamento, o que é um comportamento importante e interessante no estudo de injetividade. O poder viscosificante de alguns polímeros usados na injeção em campo é representado na Figura 2-6. Observe que mesmo a concentrações relativamente baixas de algumas centenas de partes por milhão (ppm), os polímeros podem aumentar a viscosidade da água em fatores de 10 a 100 (Sorbie, 1991).
2.2.6.2 Relações de viscosidade
O comportamento de viscosidade versus concentração de polímero pode ser modelado pela equação de Flory-Huggins (Lake, 1989):
Equação (2)
As unidades mais comuns de concentração de polímero na indústria de petróleo são g/m3 de solução ou ppm. O termo linear na Equação (2) representa a faixa de diluição na qual as moléculas de polímero atuam de forma independente (sem emaranhamento). Para a maioria das aplicações, a Equação (2) pode ser truncada após o termo cúbico.
2.2.7 Comportamento do Polímero no Reservatório
A modelagem numérica do transporte do polímero dissolvido na água deve contemplar os seguintes aspectos do comportamento do polímero no reservatório: o controle de mobilidade; o volume poroso inacessível; retenção de polímero na superfície rochosa; os mecanismos de transporte; dispersão física e a equação de conservação de massa.
O controle de mobilidade é um dos parâmetros mais importantes, pois o polímero atua basicamente na viscosidade da água injetada, permitindo um aumento na eficiência de varrido areal e vertical, assim, minimizando os “fingers”, que dão instabilidades da frente de saturação.
Os “fingers” são os caminhos preferências que o fluido injetado tende a percolar pelo
(a) (b)
Figura 2-7 - (a) Aparecimento dos “fingers”; (b) região mais permeável k2 > k1 favorecendo o fluxo de fluidos assim ocorrendo o fenômeno dos fingers (Dantas 2008).
Quanto maior for à razão de mobilidades, menor será a eficiência do varrido do óleo. Razões de mobilidades menores ou iguais a 1 (um) são consideradas favoráveis, então se conseguirmos diminuir uma razão mobilidade em torno de 1(um), a água evitará encontrar caminhos mais fáceis até os poços produtores.
2.2.7.1 Volume Poroso Inacessível
Quando as moléculas de polímeros passam através do meio poroso são restringidas pelos pequenos poros. Estas pequenas aberturas que não são contatadas pelo fluxo das moléculas de polímeros são chamadas de “Volume Poroso Inacessível”. Este fenômeno foi descrito por (Dawson e Lantz, 1972), que mostram que alguns espaços porosos podem não ser acessíveis às moléculas de polímero (CMG, 2007).
pode ser representada pela Equação (3) onde, IPV - Volume Poroso Inacessível e ф - Porosidade original.
Equação (3)
2.2.7.2 Mecanismos de transporte de soluto em solo saturado
No caso em estudo, o transporte do polímero (soluto) através da água (solvente) se dá através dos fenômenos físicos e físico-químicos da equação de transporte, que são: fluxos advectivos, fluxos difusivos e fluxo dispersivo, adsorção do soluto da fase sólida causando retardamento.
Fluxo advectivo – descreve o movimento do fluxo do soluto na direção horizontal ou vertical sem alterar a concentração, os solutos são arrastados pelo fluído.
Fluxo difusivo – é o resultado Browniano das partículas (agitação molecular) que causa o fluxo de solutos para zonas de menores concentrações.
Fluxo dispersivo – é o efeito de diluição pela distribuição aleatória do campo de velocidade. A dispersão só ocorre se houver fluxo advectivo.
Os fluxos dispersivo e difusivo são representados conjuntamente através do tensor de dispersão efetiva, dado por:
Equação (4)
onde:
- Coeficiente de difusão molecular
- Tortuosidade
- Tensor parâmetro para dispersão local - Vetor velocidade da água
- Coeficiente de dispersão local
- Parâmetro de dispersão local
- Porosidade
O polímero se movimenta pelo meio poroso numa velocidade diferente da água, a adsorção na rocha faz com que a velocidade do polímero seja menor que a do banco de água. Á medida que o polímero é aderido na superfície da rocha tende a aumentar a velocidade do banco de polímeros.
2.2.7.3 Equação de conservação de massa
A Equação (6), de transporte de polímero dissolvido na água é dada pela conservação de massa desse polímero no meio poroso, onde o primeiro termo (de armazenamento) representa o polímero na água mais o efeito da adsorção do polímero na rocha e o segundo termo (de fluxo) representa o divergente do fluxo advectivo mais o fluxo não-advectivo (difusão + dispersão) (Bear, 1972).
Onde Sw é a saturação da fase água, ф é a porosidade, ρw é a densidade da agua, Cp é a concentração do polímero, Ad é a adsorção da concentração do polímero na rocha, é o tensor de dispersão efetivo e é o vetor de velocidade da água (Bear, 1972).
O fluxo advectivo é dado pela Lei de Darcy generalizada (fluidos compressíveis, no meio anisotrópico e multifásico), que para a água se escreve como a Equação (7), onde, k é a permeabilidade absoluta corrigida devido à retenção / perda de polímeros com o resultado da
interação da rocha, modificação da viscosidade da água , função da concentração de polímero, krw é a permeabilidades relativas da água, Pw é a pressão da fase água, g é a força gravitacional e H é a carga hidráulica.
Equação (7)
2.2.7.4 Retenção de polímeros na rocha
Quando a solução de polímeros passa pelo meio poroso, algumas moléculas de polímeros podem ser retidas na superfície da rocha. O processo de retenção dos polímeros consiste em dois mecanismos separados, são estes: a adsorção dos polímeros na superfície da rocha e o aprisionamento dos polímeros em pequenos espaços porosos. Ambos os mecanismos tem o efeito de aumentar a resistência do fluxo, essencialmente na redução da permeabilidade relativa á água, isto é, à medida que se injeta polímero na rocha reservatório, esta vai modificando a permeabilidade do reservatório por conta da retenção, deixando também o meio menos poroso como mostra a Figura 2-8. Este mecanismo resulta na perda de polímeros no reservatório (IMEX, USER’S GUIDE, 2007). O fenômeno da adsorção pode ser descrito como mostrado na equação (8):
Onde é a adsorção do polímero e é a concentração do polímero.
Quando aumenta a concentração de polímero, a adsorção do polímero também aumenta.
Fluxo de água
com polimero
Matriz solida
Moléculas de polimero
Água
Figura 2-8 - Polímero aderindo na matriz sólida
2.2.7.5 Redução de permeabilidade
O mecanismo de retenção dos polímeros faz com que a permeabilidade diminua. Os polímeros interagem com a rocha reservatório e são adsorvidos na superfície desta. O polímero, evidentemente, causa um grau de redução de permeabilidade, que reduz a mobilidade, além de aumentar a viscosidade. De fato, a redução de permeabilidade é apenas uma das três medidas de escoamento em meio poroso, sendo as outras duas, o fator de resistência e o fator de resistência residual (Lake, 1989).
O fator de redução da permeabilidade, Rk, descreve apenas o efeito da redução de permeabilidade, e é definido como (Lake, 1989):
A redução de permeabilidade é sensível ao tipo de polímero, massa molar, grau de hidrólise, taxa de cisalhamento e estrutura do meio poroso. Polímeros que sofrem mesmo uma pequena degradação mecânica parecem perder maior parte do seu efeito redutivo de permeabilidade (Lake, 1989). Segundo Chiappa (1999), a redução de permeabilidade após a passagem do polímero é causada pela camada de polímero adsorvido que reduz o raio da garganta dos poros.
O fator de resistência, RF, pode ser definido como a razão entre as injetividades de uma solução salina e de uma solução polimérica monofásica escoando sob as mesmas condições (Lake, 1989) ou, ainda, como a razão de mobilidade entre a água ( w) e a solução polimérica ( p), indicando a contribuição total do polímero na redução da mobilidade (Jennings, 1971; Lake, 1989; Mungan, 1984; Needham, 1987):
Equação (10)
No caso de testes de deslocamento com vazão constante, RF é a razão inversa das variações de pressão, enquanto para experimentos com queda de pressão constante, RF é a razão das vazões. O fator de resistência depende do meio poroso, o polímero utilizado, a concentração deste polímero, e a salinidade e dureza da água utilizada para dissolver o polímero (Needham, 1987).
RRF é o fator de resistência residual, definido como a razão de mobilidade de uma solução
salina antes ( w) e depois ( w´) da injeção de polímero (Jennings, 1971; Lake, 1989; Needham, 1987):
RRF indica a permanência do efeito de redução de permeabilidade causada pela solução
polimérica. É a primeira medida para avaliar o desempenho do uso de soluções poliméricas na aplicação de bloqueio de canais.
2.2.7.6 Estabilidade de polímeros
Os polímeros usados em operações de recuperação de petróleo devem apresentar resistência à degradação. Porém, nunca é requerido que um polímero seja estável indefinitivamente, mas deve durar o tempo suficiente para ser efetivo na escala de tempo do mecanismo de recuperação do óleo no qual está agindo (Sorbie, 1991).
2.2.7.7 Degradação mecânica de polímeros
A degradação mecânica está potencialmente presente em todas as aplicações. Essa forma de degradação ocorre quando soluções poliméricas são expostas a altas vazões, que podem estar presentes em equipamentos de superfície (válvulas, bombas, tubulações), condições de sub-superfície, ou na estrutura arenosa em si. Canhoneios de completação, particularmente, são a causa de preocupação, pois grandes quantidades de solução polimérica são forçadas através de pequenos buracos. Por essa razão, a maioria das injeções de polímero é feita através de completações de poço aberto ou com contenção de areia. Pré-cisalhamento parcial da solução polimérica pode reduzir a tendência à degradação mecânica de polímeros. A velocidade de escoamento diminui rapidamente com o aumento da distância do injetor, portanto, pouca degradação mecânica ocorre no reservatório em si. Todos os polímeros degradam mecanicamente sob altas vazões (Lake, 1989).
