DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
NITERÓI, RJ 2016
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientadores:
Prof. D.Sc. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco B.Sc. Nonato José Rei da Costa Junior
Niterói, RJ 2016
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em: ______/______/_______
Banca Examinadora
____________________________________________ Prof. D.Sc. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________ B.Sc. Nonato José Rei da Costa Junior
Agência Nacional do Petróleo (ANP)
____________________________________________ Profª. D.Sc. Juliana Baioco
AGRADECIMENTOS
Agradeço a toda minha família pelo apoio, em especial a minha mãe Magda e minha dinda Virginia, pelo carinho e compreensão.
Ao meu pai Ricardo e meus irmãos Biancha e Phillipe. Mesmo me perturbando muito, eu amo vocês, não tenham dúvidas disso!
Ao Augustinho por me incentivar, aturar e ajudar a não desistir nos momentos difíceis.
Aos amigos Mari, Jeje, Pri, Ju, Caio e Bob pelo companheirismo.
Ao meu co-orientador, Nonato, por sua paciência, por estar sempre disposto a ajudar e pela amizade.
Ao meu orientador, Prof. Carrasco, por seus ensinamentos e boa vontade.
"Don’t gain the world and lose your soul, wisdom is better than silver and gold.”
RESUMO
Atualmente, uma parcela considerável das reservas de hidrocarbonetos no mundo é de óleo pesado. Nesses casos, a utilização de métodos térmicos de recuperação é a mais recomendada, principalmente quando o emprego de métodos convencionais resulta na baixa e/ou falta economicidade da sua produção. O calor tende a diminuir a viscosidade do óleo, aumentando, consequentemente, sua mobilidade no reservatório e facilitando a sua explotação. Uma das principais alternativas para o aumento do fator de recuperação em áreas onde predominam óleos com baixo ºAPI é a injeção de vapor. Essa, por sua vez, pode ser realizada de forma cíclica ou contínua, sendo a escolha, por um das duas, determinada por uma série de fatores, os quais vão desde as características do reservatório até a economicidade do projeto. Assim, o presente trabalho teve como objetivo apresentar as principais diferenças entre as metodologias de injeção de vapor e, a partir do histórico de produção e injeção obtido no website da ANP, demonstrar o impacto positivo da sua utilização na produção de óleo em alguns campos da Bacia do Espírito Santo.
Palavras-chave: Bacia do Espírito Santo. Óleo pesado. Injeção de vapor. Métodos térmicos de recuperação.
ABSTRACT
Currently, a considerable portion of hydrocarbon reserves in the world is heavy oil. In such cases, the use of thermal recovery methods are the most recommended, especially when the use of conventional methods results in low and / or lack of economic viability of production. The heat tends to decrease oil viscosity, increasing thus its mobility in the reservoir and facilitates its exploitation. One of the main alternatives to increase the recovery factor in areas where exists low ºAPI oil is steam injection. This method can be use cyclically or continuously, and this selection is determined by a number of factors, that goes from the characteristics of the reservoir to the economic viability of the project. Thus, this study aimed to present the main differences between both of the steam injection methods and, from the historical production and injection obtained from the ANP website, demonstrate the positive impact of their use in oil production in some fields of Espírito Santo Basin.
Keywords: Espírito Santo Basin. Heavy oil. Steam injection. Thermal recovery methods.
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO ... 9
1.1 Apresentação ... 9
1.2 Objetivos e Motivação ... 10
1.3 Metodologia ... 10
CAPÍTULO 2 – A BACIA DO ESPÍRITO SANTO ... 12
2.1 Aspectos gerais ... 12
2.2 Arcabouço Estratigráfico ... 13
2.3 Sistema petrolífero ... 14
2.4 Classificação dos óleos conforme sua densidade ... 15
2.5 Características dos óleos da Bacia do Espírito Santo ... 17
CAPÍTULO 3 – MÉTODO DE RECUPERAÇÃO TÉRMICA POR INJEÇÃO DE VAPOR ... 18
3.1 Métodos de Recuperação ... 18
3.1.1 Injeção de Vapor ... 21
3.1.1.1 Injeção Cíclica de Vapor ... 23
3.1.1.2 Injeção Contínua de Vapor ... 26
CAPÍTULO 4 – DECLÍNIO DA PRODUÇÃO ... 30
4.1 Declinação Exponencial ... 31
CAPÍTULO 5 – APLICAÇÃO DO MÉTODO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM CAMPOS DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO COM ESTUDO DE CASO DE DECLÍNIO DA PRODUÇÃO ... 35
5.1 Estudo de Caso de Declínio da Produção... 35
5.3 Campo de Cancã ... 39
5.4 Campo de Inhambu ... 42
5.5 Campo de Fazenda Alegre ... 44
5.6 Campo de Jacutinga ... 47
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÃO ... 50
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO 1.1 Apresentação
Apesar dos enormes avanços na busca por energias renováveis, o petróleo ainda é, e continuará sendo por um bom tempo, a principal fonte de energia mundial. Não há como pensar na sobrevivência da vida humana sem essa matéria-prima, sendo ela fundamental para a geração de diversos combustíveis, tais como gasolina, diesel e querosene de aviação, além de servir de matéria-prima para vários ramos da indústria, como, por exemplo, a petroquímica.
Segundo o relatório estatístico da BP de 2016, o petróleo é a fonte de energia que tem a maior participação no mercado mundial - market share - desde 1999, enquanto que as energias renováveis representaram apenas 2,8% do consumo global de energia primária no ano de 2015 (Figura 1.1).
Figura 1.1: Evolução do Consumo Energético Mundial: 1990 – 2015 (Fonte: BP, 2016)
Assim, até que este recurso energético seja suplantado por outros mais econômicos e eficientes, novas tecnologias continuarão sendo desenvolvidas com o objetivo de aumentar a recuperação das reservas mundiais de hidrocarbonetos.
Uma vez que a demanda por petróleo vem aumentando nos últimos anos e com a projeção de declínio das reservas, tais tecnologias serão, cada vez mais, direcionadas a recuperação de óleos de menor qualidade (óleos pesados), os quais
há não muito tempo atrás eram, muitas vezes, relegados a projetos secundários por serem de baixo retorno financeiro.
A injeção de vapor, objeto do presente trabalho, tem se mostrado um método de recuperação melhorada extremamente eficiente para óleo pesado, viabilizando, inclusive, diversos projetos de produção na Bacia do Espírito, onde predomina esse tipo de hidrocarboneto.
1.2 Objetivos e Motivação
O presente trabalho tem como objetivo apresentar as principais características da injeção de vapor como método de recuperação especial. Posteriormente, a partir dos dados de produção e injeção obtidos no website da Agência Nacional do Petróleo (ANP), construir um prognóstico de produção e, com base na mesma, quantificar o impacto desse método na produção de óleo pesado na Bacia do Espírito Santo.
Segundo estudo apresentado no World Heavy Oil Conference de 2006, o Brasil possui aproximadamente sete bilhões de barris de óleo pesado de reservas provadas e prováveis e dois bilhões de barris de óleos ultrapesados de reservas provadas.
O óleo brasileiro possui um grau API médio de 25,8, sendo que 28,2% da produção nacional é de óleo leve, 44,1% óleo médio e apenas 27,7% óleo pesado (dados de julho de 2016 / Fonte: ANP).
Tal percentual evidencia que a explotação desse óleo de maior densidade em território nacional ainda é incipiente, de forma que torna-se urgente estudar com maior profundidade novas tecnologias que permitam uma recuperação mais eficiente desse recurso.
1.3 Metodologia
Com base em estudos bibliográficos foram, primeiramente, apresentadas as principais características do método de recuperação especial por meio da injeção de vapor.
Posteriormente, utilizando o software Excel, foi montada uma série histórica com os dados de produção e de injeção de vapor de alguns campos da Bacia do Espírito Santo, obtidos no website da ANP. Com base nos gráficos criados, quantificou-se o impacto desse método na produção de hidrocarbonetos da supracitada bacia.
Por fim, foi realizado um estudo de prognóstico com base na declinação das curvas de produção desses campos, onde foi estimado o volume de óleo que ainda pode ser produzido em cada um deles até o limite econômico ou o término dos respectivos contratos.
CAPÍTULO 2 – A BACIA DO ESPÍRITO SANTO
Neste capítulo são abordados os aspectos gerais da Bacia de Espírito Santo, tais como as características geológicas e tipo de fluido presente em suas diversas rochas reservatório.
2.1 Aspectos gerais
A Bacia do Espírito Santo possui uma área total de 129.429 km², sendo 12.417,8 km² em terra e 117.012,3 km² em mar. Geologicamente, é limitada a leste pelo Complexo Vulcânico de Abrolhos, ao sul pelo Alto de Vitória e a oeste pelo embasamento cristalino. Ao norte, contudo, o limite com a Bacia de Mucuri é apenas geográfico (Vieira et al. 1994).
Assim como as bacias de Santos e Campos, a Bacia do Espírito Santo é caracterizada como sendo de Margem Passiva ou do tipo Atlântica e sua origem está intimamente ligada à fragmentação do Supercontinente Pangea e à abertura do Oceano Atlântico Sul, ocorrida a partir do Jurássico.
Segundo Vieira et al. (1992), a história da bacia pode ser dividida em três estágios, o primeiro denominado de Estágio Rift ou Continental, caracterizado pela ruptura da crosta continental; o segundo chamado de Estágio Transicional, com um amplo processo erosivo que antecedeu a deposição dos sedimentos de idade Neoaptiana e propiciou a deposição dos sedimentos basais da Formação Mariricu, enquanto que as plataformas de embasamento raso passaram a receber sedimentação clástica/evaporítica; e finalmente, Estágio Marinho, caracterizado por um grande ciclo de deposição que se iniciou no Albiano e continua até o recente.
Segundo o website da PETROBRAS, o início da produção da bacia ocorreu no final dos anos 60 e a partir dos anos 90 foram registradas significantes descobertas na área, as quais resultaram nos campos de Fazenda Alegre, Inhambu, Cancã e Jacutinga, dentre outros.
A primeira produção de óleo em águas rasas iniciou-se em 1978, no Campo de Cação, enquanto que a primeira descoberta em águas profundas ocorreu em 2002, no Campo de Golfinho, onde foram verificadas acumulações de óleo leve e gás associado.
A bacia tem a diversidade de tipos de fluidos em seus reservatórios como característica predominante. Seus campos terrestres (onshore) apresentam desde acumulações de gás natural até de óleos extrapesados. Já os campos da porção marítima (offshore) possuem grande potencial para óleo leve e gás natural, sendo seus maiores representantes as concessões de Camarupim, Canapu e Peroá, cuja produção de gás é bastante considerável para o fornecimento ao mercado nacional.
2.2 Arcabouço Estratigráfico
Segundo Vieira et al. (1994), a coluna estratigráfica da Bacia do Espírito Santo é dividida entre rochas ígneas e sedimentares, as quais se agrupam nas unidades litoestratigráficas.
Como representantes do primeiro grupo foram definidas as formações Cabiúnas, constituída por basaltos toleíticos, e Abrolhos, composta por um complexo de basaltos que, no conjunto, compõem uma suíte de tendência alcalina a subalcalina.
Quanto às rochas sedimentares verifica-se, primeiramente, o Grupo Nativo, que se configura em um pacote sedimentar situado entre o embasamento e os folhelhos Urucutuca. Este pacote é representado por clásticos grossos, folhelhos e bancos de calcário não marinho. O topo da unidade é caracterizado por uma sequência de sedimentos evaporíticos.
Este engloba a Formação Cricaré, constituída por arenitos médio a conglomerático e conglomerado arcoseano, intercalados por folhelhos calcíferos, siltitos, coquinas, calcilutitos e dolomitos, e a Formação Mariricu, representada por um pacote de rochas compreendido entre o embasamento e o topo dos evaporitos, cujo membro Mucuri é composto por arcóseos, conglomerados arcoseanos e líticos, folhelhos e siltitos.
O Grupo Barra Nova designa as rochas situadas entre os evaporitos do Membro Itaúnas e os folhelhos da Formação Urucutuca e compreende a Formação São Mateus, caracterizada pela presença de espessos pacotes de arcóseos, e a Formação Regência, composta por camadas carbonáticas que ocorrem abaixo dos folhelhos da Formação Urucutuca.
O Grupo Espírito Santo é representado por duas formações interdigitadas, chamadas de Rio Doce, essencialmente arenosa, e Caravelas, carbonática, e pela formação Urucutuca que, por sua vez, é caracterizada por folhelhos com intercalações de conglomerado, calcário e arenito.
Por fim, o Grupo Barreiras, de idade Pliocênica, é composto por conglomerados polimíticos, arcóseos e, secundariamente argilitos e folhelhos (França & Tokutake, 2004). Este ocupa uma área expressiva ao longo de toda faixa costeira e engloba, basicamente, a Formação Barreiras, a qual é representada pelos tabuleiros formados por sedimentos inconsolidados ou pouco consolidado que ocorre na faixa costeira atlântica (Figura 2.1).
Figura 2.1: Diagrama estratigráfico da Bacia do Espírito Santo (Fonte: França et al., 2007)
2.3 Sistema petrolífero
De acordo com dados da ANP (2007) o sistema petrolífero da Bacia do Espírito Santo é composto por:
- Rochas geradoras: Cretáceo/Neogeno (Formação Urucutuca); Barremiano/Aptiano (Formação Cricaré/Membro Sernambi); Aptiano (Formação Mariricu/Membro Mucuri); Albiano (Formação Regência).
- Rochas reservatórios: Cretáceo/Neogeno (turbiditos – Formação Urucutuca); Albiano (Formações São Mateus e Regência); Aptiano (Formação Mariricu/Membro Mucuri); Neocomiano/Barremiano (Formação Cricaré/Membro Jaguaré).
- Selos: Folhelhos do Cretáceo/Neogeno (Formação Urucutuca); Calcilutitos e margas do Albiano (Formação Regência); Aptiano (anidritas do Membro Itaúnas e folhelhos do Membro Mucuri).
2.4 Classificação dos óleos conforme sua densidade
O petróleo é, basicamente, uma mistura de hidrocarbonetos (hidrogênio e carbono), podendo conter também porcentagens de impurezas, tais como oxigênio, enxofre, nitrogênio e metais. A sua geração é extremamente lenta, sendo considerado um recurso não renovável, e ocorre a partir de transformações físico-químicas que a matéria orgânica sofre sob a influência de altas pressões e temperaturas ao longo das eras geológicas.
Os hidrocarbonetos são quimicamente agrupados em uma grande variedade de séries. As que são mais regularmente encontradas são as olefinas, as parafinas e os hidrocarbonetos aromáticos. Todos os tipos de petróleo compreendem, de fato, os mesmos hidrocarbonetos, porém em diferentes quantidades. Em uma mesma série podem ser encontrados tanto compostos muito leves e simples, como também compostos bastante pesados e complexos. Tais características físicas e químicas do petróleo influenciam diretamente no seu destino e no seu preço.
Como sua composição é formada, predominantemente, por hidrocarbonetos, o petróleo normalmente é classificado de acordo com a proporção dos componentes contidos na mistura. Dessa forma, o petróleo cru pode ser classificado como leve, médio, pesado ou extrapesado, sendo estes termos referes à densidade do mesmo. Os alcanos (parafinas) são os principais constituintes do petróleo leve, encontrando-se nas frações de menor densidade. Os óleos médios, por sua vez, além de alcanos, contém uma porcentagem de aproximadamente 30% de hidrocarbonetos aromáticos. Por fim, os óleos pesados são compostos basicamente de hidrocarbonetos aromáticos.
Portanto, petróleos menos densos, são constituídos, em sua maioria, por um conjunto de hidrocarbonetos de cadeias pouco extensas, com grande presença de
butanos ou pentanos. Enquanto que um óleo pesado, mais denso, tem grande probabilidade de apresentar hidrocarbonetos de cadeias longas e complexas em sua composição.
A densidade relativa do óleo é inversamente proporcional à escala API, criada pelo American Petroleum Institute, sendo esta última calculada pela seguinte equação:
(Eq. 2.1)
Dessa forma, quanto maior for o °API do óleo menor será a sua densidade, ou seja, mais leve ele será (Fonte: ROSA et al., 2011).
Um óleo leve, quando livre de contaminantes significativos, apresenta uma melhor qualidade do que um pesado e, por isso, o seu valor agregado tende a ser maior, sendo utilizado na geração de produtos mais nobres, tais como gasolina, diesel e nafta, enquanto que os óleos pesados tem como destino a fabricação de lubrificantes e óleo combustível.
A Tabela 2.1 mostra a classificação do óleo de acordo com a densidade e seu °API, conforme a Portaria ANP n° 9/2000.
Tabela 2.1: Classificação do óleo de acordo com a densidade e seu °API
No Brasil, os campos de petróleo apresentam, predominantemente, óleos médios e pesados. Segundo o Boletim Mensal de Produção e Gás Natural (BMP) da ANP, no mês de julho de 2016 a produção de óleo teve grau API médio de 25,8, sendo 28,2% da produção considerada óleo leve, 44,1% óleo médio e 27,7% óleo pesado.
Cumpre ressaltar que óleos pesados apresentam, geralmente, viscosidades mais elevadas, sendo, consequentemente, mais difíceis de serem extraídos e dependem, muitas vezes, da utilização de métodos de recuperação especiais para a viabilização da sua produção.
2.5 Características dos óleos da Bacia do Espírito Santo
Segundo Trindade (1987), estudos geoquímicos permitiram a classificação dos óleos da Bacia do Espírito Santo em três tipos distintos:
- Tipo “A”: óleo leve, muito maturo, encontrado preferencialmente nos reservatórios turbidíticos cretácicos-terciários dos Paleocanyons de Regência e Fazendo Cedro e nos reservatórios albianos da Plataforma de Regência, gerado pelos folhelhos Jiquiá, de modo geral não biodegradado;
- Tipo “B”: óleo menos evoluído que o anterior, comumente submetido a avançado estágio de biodegradação, cuja ocorrência é restrita aos reservatórios aptianos da Plataforma de São Mateus, gerado por folhelhos Jiquiá e Alagoas;
- Tipo “C”: óleo misto, gerado a partir de matéria orgânica depositada em ambiente de água salgada, com influência da matéria orgânica de origem continental de água doce. Restrito, também, aos reservatórios aptianos, gerado por folhelhos Jiquiá e pré-Jiquiá.
Os supracitados estudos também indicaram que os óleos “A” e “B” foram submetidos a níveis variáveis de alteração, sendo a biodegradação o processo dominante, seguido, em menor escala, pelo processo de water washing (solubilização em água).
Em amostras de óleo alterado da bacia foi observada a perda das parafinas mais leves e um decréscimo geral das parafinas normais em relação às isoparafinas. O óleo torna-se mais pesado, havendo enriquecimento relativo em resinas e asfaltenos, no teor de enxofre e nos teores de níquel e vanádio.
CAPÍTULO 3 – MÉTODO DE RECUPERAÇÃO TÉRMICA POR INJEÇÃO DE VAPOR
3.1 Métodos de Recuperação
Reservatórios com baixa eficiência necessitam de processos que proporcionam um auxílio extra para recuperar uma maior percentagem de fluido contido nas rochas. Tais processos são conhecidos como Métodos de Recuperação e tem como objetivo principal melhorar as características do reservatório e/ou dos fluidos contidos no mesmo, de forma a aumentar a sua produtividade.
Com a utilização dos métodos de recuperação é possível adquirir uma produção maior do que aquela que se adquiriria usando apenas a energia natural do reservatório.
A execução de um método de recuperação é, geralmente, muito mais eficiente do que uma usual intervenção em poço, uma vez que área de atuação no reservatório é bem mais extensa, independentemente do método aplicado.
Na história da indústria do petróleo, as primeiras tentativas de utilizar um método de recuperação consistiram na injeção de fluidos, normalmente água ou gás natural, para deslocar outros fluidos, baseada na teoria inicial de que baixas recuperações eram causadas devido às baixas pressões nos reservatórios. Porém, muitas vezes a questão mais crítica do fluxo de fluidos nos meios porosos não era, necessariamente, a baixa pressão.
Dessa forma, nem sempre se tinha êxito ao realizar uma injeção de um fluido, fornecendo pressão ao reservatório, com a finalidade de deslocar o óleo residente nos poros da rocha e ocupar o espaço deixado por este. Os fracassos nesse método foram o estopim para o surgimento dos diversos métodos conhecido atualmente.
Segundo Thomas (2004), esses processos podem ser classificados como métodos convencionais e métodos especiais de recuperação.
Os métodos convencionais consistem na introdução de fluidos no reservatório (água e/ou gás) com o objetivo principal amenizar a queda de sua pressão original e estimular o fluxo do óleo no meio poroso.
Para iniciar a injeção de fluidos em um reservatório não é obrigatório aguardar que produção atinja o declínio total. O mais recomendado, inclusive, é que a injeção
se inicie antes mesmo que ocorra uma queda acentuada da pressão do reservatório. Isto significa que esse método de recuperação pode coexistir com as condições para recuperação primária, ou seja, quando ainda há produção por meio da atuação da energia natural do reservatório.
Ao utilizar este processo, busca-se um comportamento puramente mecânico, não havendo miscibilidade entre os fluidos injetados e o óleo e nem mudanças nas propriedades do reservatório.
Os métodos especiais são divididos em três categorias: métodos térmicos, métodos miscíveis e métodos químicos, de acordo com a natureza do processo a ser escolhido.
Estes métodos são utilizados quando um processo convencional não é efetivo, o que normalmente ocorre em reservatórios com óleos de alta viscosidade e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o petróleo.
Quando o fluido deslocante é muito menos viscoso do que o fluido que precisa ser deslocado, o primeiro se move com mais facilidade no meio poroso e se direciona rapidamente para os poços produtores.
Nessa situação o óleo continua retido nos poros da rocha, já que o fluido injetado não se propaga adequadamente no reservatório. Por outro lado, quando existem grandes tensões interfaciais, o fluido injetado não desloca o óleo de forma eficiente, deixando um volume considerável para trás.
Os métodos térmicos foram então desenvolvidos depois de ser constatado que o aquecimento do óleo tende a reduzir consideravelmente sua viscosidade e, consequentemente, aumentar a sua mobilidade no reservatório e, consequentemente, sua recuperação.
Existem dois tipos de métodos térmicos, os quais foram divididos em função da forma como é transferido o calor ao fluido que se encontra no reservatório.
O primeiro é chamado de Injeção de Fluidos Aquecidos, que pode ser feito por dois processos: a Injeção de Água Quente ou a Injeção de Vapor. Em ambos os casos a água é aquecida na superfície e em seguida transportada para o interior do reservatório por meio de poços. O outro é chamado Combustão in situ, onde o calor é gerado dentro do próprio reservatório por meio da combustão de uma parcela do óleo ali existente.
Nos casos de altas tensões interfaciais ocasionando baixa eficiência de deslocamento, é indicada a utilização dos métodos miscíveis, uma vez que eles reduzem significativamente ou, até mesmo, eliminam essas tensões. Os fluidos aplicados para o deslocamento miscível são, preferivelmente, o nitrogênio, o dióxido de carbono e o gás natural. O objetivo é conseguir deslocar totalmente o óleo para fora da área que está aprisionado quando este e o fluido injetado se misturarem.
Os métodos químicos são aqueles em que há total interação química entre o fluido injetado e o fluido da formação. Os mais utilizados são a injeção de solução de polímeros, a injeção de solução de microemulsão, a injeção de solução de tensoativos, a injeção de solução alcalina, dentre outros.
Cada processo possui uma atuação diferente, mas todos tem a mesma finalidade: aumentar a produção de óleo. Em certas circunstâncias, algumas dessas técnicas podem ser enquadradas nos métodos miscíveis.
Os principais métodos de recuperação para óleos pesados utilizados pela indústria do petróleo são os térmicos. Estes métodos têm, como principal função, reduzir, por meio do aumento da temperatura média do reservatório, a viscosidade dos fluidos e, como resultado, aumentar a mobilidade do óleo no meio poroso.
Por meio de estimativas foi calculado que os processos de recuperação convencionais conseguem atingir um fator de recuperação (FR) médio de, aproximadamente, 30% do óleo já descoberto, ou seja, do volume original in place (VOIP). Dessa maneira, a meta dos métodos especiais de recuperação é alcançar a fração que corresponde aos outros 70% do VOIP (THOMAS, 2004).
Realizar uma recuperação eficaz e econômica do óleo pesado de uma formação é um enorme desafio técnico. A quantidade de óleo in place com baixo grau API geralmente é bastante significativa e, não raramente, representa uma maior parcela das reservas do que o óleo de menor densidade.
O petróleo pesado costuma compreender maiores proporções de resíduos não destiláveis quando comparado ao petróleo convencional. Tais resíduos contêm grandes frações de asfaltenos, tornando-os particularmente mais viscosos. Essa viscosidade natural é o que torna tão complicada uma recuperação eficiente, além de representar mais uma dificuldade no processo de transformá-lo em produtos refinados.
3.1.1 Injeção de Vapor
Quando o método térmico escolhido envolve a adição de calor ao fluido a ser injetado ainda na superfície, os seguintes processos podem ser empregados: injeção de água quente, injeção cíclica de vapor ou injeção contínua de vapor.
Uma vez que o vapor possui maior quantidade de calor por unidade, este apresenta vantagens se comparado à água quente. Ademais, a água costuma ter maior viscosidade do que o vapor e, sendo assim, este último acaba proporcionando uma vazão de injeção maior para um mesmo diferencial de pressão.
Queiroz (2006) lista alguns dos benefícios do uso da água em forma de vapor no lugar da água simplesmente aquecida:
1) comparado com a água quente, um fluxo similar de massa de vapor resulta numa maior velocidade de fluido e diferencial de pressão sobressalente devido à viscosidade cinemática do vapor ser mais alta;
2) o vapor possui mais calor, graças ao calor latente, do que uma massa de água equivalente na mesma temperatura;
3) efeitos de destilação, que proporcionam a evaporação de frações voláteis do óleo e estas são arrastadas pelo vapor.
A injeção de vapor foi inicialmente aplicada em alguns locais nos EUA, tanto em zonas saturadas como em insaturadas. Com isso foi observado que essa técnica é geralmente mais eficiente em meios porosos, tal como ocorre nos arenitos em geral, do que em meios de baixa permeabilidade (ALLAWZI et al., 2008).
No Brasil, os métodos térmicos para recuperação de óleos pesados possuem um histórico de relativo sucesso, com o uso, em especial, da injeção de vapor. Atualmente esse método é amplamente utilizado pela PETROBRAS nos seus campos, principalmente naqueles localizados na Bacia do Espírito Santo e na região Nordeste.
Diversos estudos devem anteceder a implantação de um projeto de injeção, envolvendo principalmente o cálculo da quantidade de calor transportada pelo fluido, assim como a estimativa da qualidade, da pressão e da temperatura do vapor na região dos canhoneados (DIAS et al., 2014).
A injeção de vapor se resume, basicamente, na injeção desse fluido à alta pressão pelo espaço anular do poço, ou através de uma coluna de injeção, até que esse entre em contato com o reservatório produtor.
O procedimento propriamente dito começa na unidade de geração de vapor (UGV), onde a água é convertida em vapor úmido. As linhas de distribuição conduzem o vapor em direção aos poços injetores. Após atravessar a árvore de natal, o vapor escoa pela coluna de injeção até adentrar na formação produtora. O vapor então percorre no interior do reservatório e, ao passo que troca calor com o óleo e com a formação, uma parcela do mesmo condensa e se transforma em água quente. O petróleo, daí em diante com viscosidade reduzida, é produzido através de poços produtores e, posteriormente, enviado para a estação de separação (Figura 3.1).
Figura 3.1: Esquema de distribuição do vapor utilizando a injeção contínua (Dias Jr. et al., 2014)
O vapor produzido na UGV tende a trocar calor com o meio que o envolve no decorrer de todo seu trajeto, sendo essa troca de energia mais intensa nas linhas de superfície. Esse fato costuma impactar consideravelmente na eficiência energética do método.
Ao realizar essa injeção, o principal resultado que se deseja alcançar, como dito anteriormente, é a grande atenuação da viscosidade dos óleos pesados.
A eficiência do varrido (relação entre o volume da zona invadida pelo fluido injetado e o volume do reservatório) causado pela corrente de vapor tende a aumentar devido a essa redução da viscosidade e, como consequência, o óleo se desloca mais facilmente no reservatório. Além disso, o aumento de temperatura
causado pelo vapor costuma promover a expansão do óleo e também um processo inicial de destilação de frações mais leves, favorecendo ainda mais o efeito de arraste.
No método de injeção cíclica as etapas de injeção e produção são alternadas em um mesmo poço, enquanto que no modo contínuo a injeção é realizada por meio de um poço injetor, o qual é responsável por levar o vapor superaquecido até o reservatório e empurrar os fluidos lá contidos até os poços produtores vizinhos. Geralmente, a fase cíclica antecede a contínua, sendo essa utilizada apenas como uma auxiliar no processo de aumentar a recuperação do óleo (LACERDA, 2000).
As tecnologias empregadas nesse método resultam, geralmente, em um aumento considerável na recuperação. Entretanto, além dos elevados custos envolvidos no tratamento da água produzida e na geração de vapor, problemas de eficiência operacional e energética são constantemente verificados. Ademais, sua aplicação implica no uso excessivo de água e energia para a geração de vapor (LABOISSIÈRE, 2009).
A injeção de vapor é uma técnica indicada, principalmente, para formações bem permeáveis e espessas, e que contenham óleo viscoso. Todavia, não é aconselhado para formações muito profundas, pois a perda de calor no poço se torna excessiva, e nem para os reservatórios com saturação de água muito alta, uma vez que grande porção do calor fornecido seria destinado para aquecer a água, não trazendo tanta vantagem para a recuperação (QUEIROZ, 2006).
3.1.1.1 Injeção Cíclica de Vapor
A técnica da injeção cíclica de vapor é empregada para aumentar a recuperação primária de formações com óleos viscosos. É, essencialmente, um mecanismo que estimula o reservatório por meio de efeitos de limpeza ao redor do poço e da redução da viscosidade dos fluidos ali contidos, auxiliando, assim a energia natural do reservatório na recuperação do óleo.
Neste método, o vapor é injetado no reservatório a altas temperaturas e pressões. A alta temperatura ajuda na redução da viscosidade do petróleo, intensificando a sua mobilidade, enquanto que a alta pressão dilata e/ou fratura a formação.
Como a injeção cíclica requisita um volume de vapor menor, acaba sendo mais econômica do que a contínua. Além disso, possibilita uma maior recuperação de óleo por volume de vapor injetado. O efeito do decréscimo da viscosidade, contudo, é provisório em virtude do resfriamento consecutivo da zona aquecida com o tempo.
Segundo Queiroz (2006), um aspecto significativo da injeção cíclica de vapor é que o calor injetado permanece acumulado próximo ao poço injetor, onde as linhas de fluxo convergem e os gradientes de pressão são os maiores. Adicionalmente, este método tende, intrinsecamente, a direcionar o calor para onde irá trazer o melhor benefício para a recuperação.
A maior diferença entre a estimulação por injeção cíclica de vapor e a injeção contínua convencional de vapor é que na primeira o óleo deslocado torna-se e conserva-se aquecido ao passo que flui para o poço produtor, enquanto que na última o óleo deve atravessar as zonas mais frias da formação até que o processo de injeção torne-se maduro.
A injeção cíclica divide-se, basicamente, em três estágios: o período de injeção, o período de soaking e o período de produção (Figura 3.2).
Durante o período de injeção o vapor vai sendo inserido no reservatório por um determinado tempo através de um poço que serve tanto como injetor quanto produtor. O tempo de injeção varia de acordo com a injetividade do poço e com a viscosidade do óleo frio. Geralmente, essa fase dura em torno de uma semana.
Figura 3.2: Esquema básico da Injeção Cíclica de Vapor (Galvão, 2012).
A injeção é realizada em cotas proporcionais a espessura porosa da formação contendo petróleo. São usadas cotas de, aproximadamente, 100 a 200 toneladas de
vapor por metro linear de espessura porosa saturada com petróleo. O processo pode ser utilizado tanto em poços verticais como em horizontais, dependendo da espessura da formação (GUSHIKEN et al., 2008).
Após a injeção é realizando um período de soaking, durante o qual o poço é mantido fechado, permanecendo em espera para que ocorra a troca de calor entre o vapor injetado e a formação.
Por fim, o poço é reaberto para o período de produção, vindo muitas vezes a produzir, durante alguns dias, o óleo, agora já aquecido, por surgência. Com o passar do tempo, a perda de calor tende a aumentar novamente a viscosidade do óleo, comprometendo a surgência inicialmente obtida e forçando a utilização de um método de elevação artificial no poço (bombeio).
As etapas acima descritas constituem um ciclo. Os ciclos podem ser repetidos diversas vezes, contanto que sejam economicamente viáveis. Regularmente, a produção de areia é verificada ao término do processo, se configurando em um considerável empecilho operacional.
A grande quantidade de energia disponibilizada ao reservatório pela injeção de vapor gera, comumente, um pico inicial de produção, o qual vai caindo rapidamente nos primeiros meses e, posteriormente, de forma mais lenta, até o final do ciclo. Um ciclo pode durar de meses até anos e todas as suas etapas admitem variações para a redução dos custos.
Normalmente, o volume de óleo recuperado em um ciclo é proporcional ao volume de vapor que foi injetado, sobretudo quando o reservatório encontra-se saturado com óleos extremamente viscosos, caso este em que o índice de recuperação resulta do raio da região aquecida. Uma exceção a esta regra ocorre quando a saturação de óleo inicial é baixa.
Sendo assim, é interessante definir um número ótimo de ciclos para um dado volume de vapor injetado, de forma a maximizar a recuperação de óleo pela injeção cíclica. Do ponto de vista econômico, um bom parâmetro de desempenho do processo é observar se a razão entre o óleo produzido e o vapor injetado está próxima de 1 (um).
A injeção cíclica de vapor permite um rápido retorno durante o período de produção e, por isso, tem sido bastante aplicada na indústria. Em contrapartida, o
incremento na recuperação do óleo é baixo, ficando entre 10 a 20%. Esta é a maior desvantagem da utilização do mesmo (GALVÃO, 2012).
Conforme sucedem-se os ciclos, as reservas de óleo próximas ao poço tendem a reduzir, ou seja, a sua saturação diminui na área compreendida pelo seu raio. Adicionalmente ocorre uma destilação parcial do óleo e uma rápida queda de pressão em conjunto ao decréscimo de temperatura, tendo como consequência a depleção da energia natural do reservatório.
Estes aspectos proporcionam uma queda de cerca de 20% na vazão a cada ciclo realizado, tornando a injeção cíclica cada vez menos eficiente com o passar do tempo e reduzindo as vazões médias e máximas e a recuperação total de óleo nos últimos ciclos, independentemente do tipo de reservatório (GUSHIKEN et al., 2008).
Usualmente, quando a injeção cíclica se torna inviável após diversos ciclos, por consequência dos motivos acima descritos, é iniciada a injeção contínua.
3.1.1.2 Injeção Contínua de Vapor
Diferente da injeção cíclica, a técnica de injeção contínua de vapor utiliza, concomitantemente, poços dedicados para produção e injeção.
A injeção contínua consiste na injeção de vapor com a periodicidade diária em um reservatório saturado com óleo. Esta é realizada, geralmente, com uma vazão entre 60 e 200 toneladas/dia, através de um poço injetor central, sendo o óleo então deslocado para os poços produtores adjacentes.
Segundo Rios (2011) apesar do vapor ser injetado em sua maioria a pressões de 17 MPa, os projetos que mais obtêm sucesso injetam vapor a pressões menores que 10 MPa.
Como para se iniciar a injeção contínua é desejável que o reservatório esteja com as pressões baixas, recomenda-se que seja realizada uma injeção cíclica prévia por um período de tempo considerável.
Com a injeção contínua as áreas próximas aos poços injetores tornam-se aquecidas, formando uma zona de vapor ao seu redor, a qual vai se expandindo em direção aos poços produtores conforme a mesma progride. A temperatura desta zona é praticamente igual àquela do vapor injetado. Após a mesma fica a região da
água condensada e, posteriormente, a de óleo. A cada zona percorrida, a temperatura vai diminuindo (Figura 3.3).
Figura 3.3: Esquema básico da Injeção Contínua de Vapor (Silva, 2009)
A troca de calor constante com o reservatório e com o fluido que preenche o meio poroso potencializa a varredura da formação e o direcionamento do óleo até os poços produtores. Os efeitos do mecanismo de gás normalmente são ínfimos, entretanto a destilação causada pelo vapor pode auxiliar bastante na produção de alguns óleos.
Como consequência de uma maior área alcançada e de um maior período de injeção, as perdas de calor são superiores. Por outro lado, a recuperação do óleo é mais eficaz do que na injeção cíclica - enquanto a injeção cíclica possibilita recuperar em torno de 15% do óleo in place, a injeção contínua recupera até 80% (GUSHIKEN et al., 2008).
A razão óleo-vapor obedece à natureza da formação e, dessa forma, os métodos de injeção de vapor não são indicados para reservatórios muito profundos devido às grandes perdas de calor e à quantidade excessiva de vapor requerida. De acordo com Green & Willhite (1998) a injeção contínua possui uma razão óleo-vapor na ordem de 0,2.
Quando esta técnica é utilizada em reservatórios com maior profundidade, grande parte do calor se dissipa para as formações vizinhas através das paredes dos poços injetores. Além disso, para superar as altas pressões normalmente verificadas nas formações localizadas em regiões profundas é imprescindível usar vapor em pressão e temperatura maiores, o que acaba intensificando a perda de calor no trajeto dentro do poço e a redução da energia térmica ao atingir a zona canhoneada.
Como solução, pode-se utilizar um isolamento térmico, porém este possui alguns limites. Novas tecnologias, tais como os geradores de fundo de poço - Downhole Steam Generators (DHSG) - prometem eliminar a dificuldade da injeção de vapor em grandes profundidades, uma vez que, neste caso, o gerador é fixado dentro do poço e próximo ao reservatório. A sua aplicação permite a recuperação de óleos pesados em campos offshore e em reservatórios profundos, assim como em locais excessivamente frios.
A espessura dos reservatórios também é um importante critério a ser observado. Os mesmos necessitam ser bem espessos para conter as perdas excedentes para as formações vizinhas. Historicamente, os projetos de recuperação térmica que obtiveram mais êxito foram realizados em reservatórios rasos, de espessura elevada, de alta porosidade e permeabilidade e, também, com uma alta saturação de óleo.
A permeabilidade absoluta do reservatório também deve ser considerada, uma vez que a vazão da injeção dependerá intrinsecamente desse parâmetro. Aplicar uma vazão elevada em um reservatório de baixa permeabilidade será ineficaz, uma vez que a formação não comportará grandes volumes de vapor no seu interior e o óleo continuará apresentando baixa mobilidade.
As características da Tabela 3.1 são as mais favoráveis a este método de recuperação:
Tabela 3.1: Características mais apropriadas para a aplicação de injeção de vapor (modificado de QUEIROZ, 2006).
A injeção contínua de vapor é a técnica mais eficiente no varrido e na recuperação de óleo pesado. Por outro lado, é o método mais caro, pois depende de
altos investimentos em equipamentos e exige a geração de grande quantidade de vapor.
Toda a água utilizada no processo de injeção precisa ser tratada previamente. A reutilização da água produzida é uma opção interessante para a sua gestão, podendo-se obter vantagens ambientais expressivas.
Essa prática, contudo, é realizada atualmente por poucas empresas, devido ao alto custo envolvido e ao risco de falha nos geradores de vapor, caso a água utilizada não seja devidamente especificada. Segundo Gushiken (2008), o projeto de Fazenda Belém é um dos pioneiros no reaproveitamento de água industrial para geração de vapor. Este, por sua vez, exige acompanhamento minucioso e especificações bem rigorosas.
CAPÍTULO 4 – DECLÍNIO DA PRODUÇÃO
Segundo Nind (1987), a curva de declínio da produção é uma ferramenta amplamente utilizada pela indústria do petróleo para estudar o comportamento atual dos seus campos, avaliar os poços de forma individual e realizar estimativa de produção futura.
Quando as estimativas se baseiam em técnicas matemáticas ou gráficas para a análise destas curvas, deve-se ter em mente que essa interpretação é apenas expedita, ou seja, é um método que possibilita um tratamento gráfico/matemático, mas não considera as leis físicas que regem o fluxo de petróleo e gás através da formação.
As curvas podem ser determinadas para cada poço em particular, para um grupo de poços de um reservatório ou até mesmo de todos os poços do campo, como será feito mais adiante neste trabalho.
As previsões que dependem das curvas de declínio da produção não são acumulativas. Se as curvas de dois poços que declinam de acordo com uma extrapolação matemática forem estimadas separadamente, ao passar estes poços para uma única curva, os mesmos não irão declinar da mesma forma.
Este método muitas vezes proporciona conclusões diferentes com base nos mesmos dados e, dessa forma, seu resultado pode criar confusão na avaliação de reservas futuras ou da produtividade potencial.
Por outro lado, as curvas de declínio são de grande praticidade e, geralmente, se mantêm atualizadas de acordo com a produção do campo, proporcionando informações rápidas e relativamente confiáveis sobre as expectativas para os próximos meses.
Existem três tipos de curva de declinação: declinação exponencial, declinação hiperbólica e declinação harmônica. Neste trabalho será utilizada a declinação exponencial.
4.1 Declinação Exponencial
Adiante, será demonstrada a aplicação da curva de declinação exponencial assumindo a existência de apenas um poço. Contudo, a análise seguiria a mesma metodologia se fosse empregada em um conjunto de poços.
Geralmente, ao analisarmos a produção de apenas um poço, observa-se um período inicial onde a produção, de certa forma, se mantém estável.
Transcorrido um determinado tempo o poço perde parte da capacidade de suportar a produção e a mesma começa a declinar mês após mês.
A Figura 4.1 ilustra uma curva de produção de óleo versus tempo, exemplificando o comportamento típico de um reservatório. Neste gráfico se estabeleceu uma curva média usando linhas pontilíneas.
Figura 4.1: Gráfico de Produção de Petróleo vesus Tempo - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
Aplicando esse método é possível extrapolar essa curva para o futuro e, dessa forma, predizer, por exemplo, a produção do poço para daqui a 10 anos.
Ao criar um gráfico com a produção diária (m3/dia) contra a produção acumulada (m3), pode-se observar que a parte da curva que está em declínio se transforma em uma linha reta, o que é, naturalmente, fácil de ser extrapolada (Figura 4.2). Sendo q a produção de óleo e Q a produção acumulada de óleo, a equação da linha reta é:
𝑞 = 𝑚𝑄 + 𝑐
(Eq.4.1) onde m e c são constantes.Figura 4.2: Gráfico Produção de Petróleo vesus Produção acumulada - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
Se a produção q se mantém durante um curto tempo t, considera-se que a produção acumulada neste tempo é a integral de q em relação a t. Portanto, a produção acumulada de qualquer momento será a soma dessa produção deste o início da produção do campo até tempo que for desejado. Em termos matemáticos, temos:
Q =
∫ 𝑞 𝑑𝑡
0𝑡(Eq. 4.2) ou q = 𝑑𝑄
𝑑𝑡 (Eq. 4.3)
Derivando a equação (4.1) em relação ao tempo t, obtém-se:
𝑑𝑞
𝑑𝑡
= 𝑚
𝑑𝑄
𝑑𝑡
(Eq. 4.4)
Dessa forma, substituindo a equação (4.3) em (4.4):
𝑑𝑞 𝑑𝑡
= 𝑚𝑞
ou 1 𝑞 𝑑𝑞 𝑑𝑡= 𝑚
(Eq. 4.5)Na figura 4.2, pode-se observar que a inclinação da reta é negativa no período de declinação da produção e m pode ser considerado –b, pois a variável b é positiva. Substituindo na equação (4.5), temos:
1
𝑞 𝑑𝑞
𝑑𝑡
= −𝑏
(Eq. 4.6)E a equação (4.1) fica assim:
Se o declínio começa quando a produção acumulada do poço é Qo (Figura 4.2) e se a produção estabilizada antes desse tempo é qo, então:
𝑞
𝑜= −𝑏𝑄
𝑜+ 𝑐
ou
𝑐 = 𝑞
𝑜+ 𝑏𝑄
𝑜Substituindo na equação (4.7) e ordenando os termos, obtêm-se:
𝑄 − 𝑄
𝑜=
𝑞𝑜−𝑞𝑏
(Eq. 4.8) Ou seja, a produção acumulada durante o período de declinação é igual a diferença entre a produção inicial e a produção atual, dividida pela inclinação contínua da reta. Modificando a equação (4.6), temos:
𝑑𝑞
𝑞
= −𝑏 𝑑𝑡
(Eq. 4.9) Integrando a equação (4.9), obtemos:
ln 𝑞 = −𝑏𝑡 + 𝑎
(Eq. 4.10) onde a é a constante dessa integral.
Se o período de declinação começa no tempo to (Figura 4.1) e se a produção estabilizada anterior a esse tempo for qo, logo
ln 𝑞
𝑜= −𝑏𝑡
𝑜+ 𝑎
Assim a constante a fica
𝑎 = 𝑏𝑡
𝑜+ ln 𝑞
𝑜(Eq. 4.11) Portanto, substituindo a equação (4.11) em (4.10), temos:
ln 𝑞 = 𝑙𝑛 𝑞
𝑜− 𝑏(𝑡 − 𝑡
𝑜)
(Eq. 4.12) ou
𝑞 = 𝑞
𝑜exp [−𝑏(𝑡 − 𝑡
𝑜)]
(Eq. 4.13) A equação (4.12) indica que, para esse tipo de declinação, o gráfico de produção versus tempo, usando a função logarítmica, é uma reta e sua inclinação é igual a –b (Figura 4.3).
Quando a produção inicial (qo) é conhecida, a equação (4.13) permite encontrar a produção em qualquer momento.
Figura 4.3: Gráfico do Logaritmo Neperiano da Produção de Petróleo vesus tempo - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
CAPÍTULO 5 – APLICAÇÃO DO MÉTODO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM CAMPOS DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO COM ESTUDO DE CASO DE DECLÍNIO DA PRODUÇÃO
A PETROBRAS é reconhecida pelo pioneirismo na utilização da injeção de vapor nos campos de óleo pesado da Bacia do Espírito Santo. Dessa forma, serão apresentados aqui os resultados obtidos pela mesma após empregar esse método em 5 (cinco) de suas concessões localizadas na supracitada bacia (Figura 5.1). Os dados gerais dos campos foram retirados dos Sumários Executivos disponíveis no website da ANP.
Figura 5.1: Localização dos campos envolvidos. (Fonte:criado a partir dos dados obtidos do website
do BDEP) 5.1 Estudo de Caso de Declínio da Produção
Com base na teoria apresentada no Capítulo 4 foi possível construir um prognóstico da produção de cada um dos campos objeto deste trabalho.
Utilizando o software Excel, os cálculos seguiram a seguinte metodologia: 1) Cálculo da equação da reta: Foi criado um gráfico do logaritmo neperiano
(ln) da produção versus tempo. Para isso foi necessário multiplicar as vazões diárias por 365 para converter as mesmas para m3/ano, já que o
tempo foi utilizado em anos. Depois, bastou calcular o ln para cada vazão e, em seguida, plotar no gráfico. No gráfico, foi preciso observar quando a produção, de certa forma, encontrava-se estável e, ao mesmo tempo, com alguma declinação. No caso do Campo de Córrego Cedro Norte, começou a ocorrer um declínio a partir de 2012. Sendo assim, foi calculada a inclinação desta reta, onde o eixo horizontal foram os anos 2012 e 2016, e o eixo vertical, os logaritmos da produção correspondentes a esses anos. No caso em tela, os valores foram 8,62 e 7,75, respectivamente. Assim, foi encontrada a inclinação da reta – 𝑏 = 0,217 (Figura 5.4).
2) Utilizando na equação (4.12) os valores do respectivo campo, calculou-se a vazão para o ano desejado. Nesse caso, a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2025. A produção qo deve ser aquela do último mês (agosto de 2016) em m3/ano (2329,58 m3/ano). Assim, a equação (4.12) fica:
ln 𝑞 = 𝑙𝑛 2329,58 − 0,217(2025 − 2016)
O valor de q encontrado foi de 330,40 m3/ano, ou seja, 0,91 m3/dia. Esta é uma estimativa da produção que o campo estará realizando em 2025.
𝑞2025= 0,91 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
3) Por último, foi calculado o volume que será produzido durante esses 9 (nove) anos utilizando a equação:
𝑁
𝑝=
𝑞𝑖−𝑞𝑏 𝑜 (Eq. 5.1) Onde, qi é a vazão inicial no ano de 2016 em m3/ano,qo é a vazão final estimada para 2025 em m3/ano, b é a inclinação da reta e
Np é o volume acumulado durante esse período.
Dessa forma, a equação (5.1) fica:
𝑁𝑝 =2329,58−330,450,217 = 9.213 𝑚3
Utilizando as equações anteriormente descritas foram calculados os volumes para todos os campos e criadas suas respectivas curvas de declínio.
5.2 Campo de Córrego Cedro Norte
O Campo de Córrego Cedro Norte, com área de desenvolvimento de 10,28 km², está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta ocorreu em novembro de 1982 e a sua produção se iniciou em fevereiro de 1983 (Figura 5.2).
Figura 5.2: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Córrego Cedro Norte (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos siliciclásticos flúvio-deltáicos aptianos da Fm. Mariricu / Mb. Mucuri com permeabilidades variando entre 40 e 80 mD e porosidades médias em torno de 22%, saturados com óleo biodegradado viscoso de 14 a 17º API.
O gás em solução foi identificado como mecanismo de produção. Este, por outro lado, apresenta baixa eficiência justamente em função da alta viscosidade e densidade do óleo.
A injeção cíclica de vapor é realizada como método de recuperação melhorada nos poços do campo. Até o início de 2016 já havia ocorrido 28 (vinte e oito) ciclos de vapor em 13 (treze) poços da concessão.
Segundo o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com um VOIP de4,04 Mm3 e uma produção acumulada de 0,07 Mm3 de óleo.
Em março de 2016 o campo apresentava 6 (seis) poços ativos e a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2025.
Como pode-se observar na Figura 5.3, a produção de óleo do Campo de Córrego Cedro Norte foi bem influenciada pela perfuração de poços, horizontais, principalmente a partir de 2002. Após o ano de 2010 apenas a injeção de vapor passou a interferir nos volumes de óleo realizados na concessão. Uma vez que a sua realização foi suspensa em 2014, a produção do campo tem apresentado um comportamento declinante bem acentuado nos últimos dois anos.
Figura 5.3: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Córrego Cedro Norte (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Para o prognóstico de produção, o Campo de Córrego Cedro Norte apresentou os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.4):
𝑞2025= 0,91 𝑚3/𝑑𝑖𝑎 𝑁𝑝 = 9213 𝑚3 Sendo −𝑏 = 0,217.
Figura 5.4: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Córrego Cedro Norte com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do
website da ANP)
5.3 Campo de Cancã
O Campo de Cancã, com área de desenvolvimento de 3,24 km², está localizado na parte onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta ocorreu em outubro de 2005 e sua produção se iniciou em julho de 2008 (Figura 5.5).
Figura 5.5: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Cancã (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os principais reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos albianos de ambiente árido a semiárido da Fm. São Mateus, com permeabilidades variando entre 120 e 250 mD e porosidade média de 20%, saturados com óleo viscoso de 12º a 16º API.
Em segundo plano são constatadas acumulações nos arenitos aptianos de ambiente deltaico influenciado por maré, com porosidade média de 15% e baixa trasmissibilidade, contendo óleo de 20º API, do Mb. Mucuri da Fm. Mariricu, e nas areias cenomanianas / eocênicas originárias de fluxos gravitacionais da Fm. Urucutuca, com porosidade média de 23% e saturadas com óleo de 12º API.
O mecanismo de produção é, essencialmente, o de gás em solução, sem evidências de atuação do aquífero. Atualmente é realizada a injeção vapor nos poços do campo com o objetivo de recuperação melhorada.
De acordo com o Boletim Anual de Reservas (BAR) referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com um VOIP de 6,71 Mm3 e uma produção acumulada de 0,24 Mm3 de óleo.
Em janeiro de 2016 o campo apresentava 29 (vinte e nove) poços produtores ativos. A injeção cíclica de vapor é realizada desde junho de 2010 e a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2026.
Uma vez que a entrada de novos poços, geralmente, influencia na produção de um campo, as curvas de óleo e de injeção de vapor foram integradas ao quantitativo de poços de cada concessão. No caso do Campo de Cancã pode-se observar que, além da atuação da injeção de vapor, o aumento da produção de óleo foi também ocasionado, provavelmente, pelos poços perfurados principalmente a partir de 2012 (Figura 5.6).
Figura 5.6: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Cancã (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
No caso do Campo de Cancã, foram apresentados os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.7):
𝑞2026 = 145,52 𝑚3/𝑑𝑖𝑎 𝑁𝑝 = 1.177.801 𝑚3 Sendo −𝑏 = 0,1426.
Figura 5.7: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Cancã com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da
5.4 Campo de Inhambu
O Campo de Inhambu, com área de desenvolvimento de 23,72 km², está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta ocorreu em dezembro de 2003 e a sua produção se iniciou em janeiro de 2006 (Figura 5.8).
Figura 5.8: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Inhambu (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos turbidíticos grossos a conglomeráticos da Fm. Urucutuca do Campaniano / Maastrichtiano, com permeabilidades de 570 mD e porosidade média em torno de 24%, saturados com óleo muito viscoso de 11º API.
Também são observadas acumulações de óleo de 14º API nos arenitos fluviodeltáicos aptianos da Fm. Mariricu / Mb. Mucuri, com permeabilidade de 150 mD e porosidade média de 20%.
O mecanismo de produção primária é, preponderantemente, o de gás em solução. Este, toda via, apresenta baixa eficiência devido às altas densidades e viscosidades apresentadas pelo óleo em ambos os reservatórios, necessitando, assim, de auxílio da estimulação térmica realizada através da injeção cíclica de vapor.
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com um VOIP de 15,93 Mm3 de óleo e uma produção acumulada de 0,38 Mm3 de óleo.
Em janeiro de 2016 o campo apresentava 51 (cinquenta e um) poços produtores ativos e a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2032.
Como pode-se observar na Figura 5.9, a produção de óleo do Campo de Inhambu foi, aparentemente, influenciada pela perfuração de novos poços, principalmente a partir de 2012. Já a injeção de vapor parece não estar surtindo efeito desde 2015, uma vez que a sua taxa permaneceu praticamente estável, enquanto que a produção tem apresentado um comportamento declinante.
Figura 5.9: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Inhambu (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
O Campo de Inhambu apresentou os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.10):
𝑞2032 = 17,10 𝑚3/𝑑𝑖𝑎 𝑁𝑝 = 666.030 𝑚3 Sendo −𝑏 = 0,1916.
Figura 5.10: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Inhambu com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da
ANP)
5.5 Campo de Fazenda Alegre
O Campo de Fazenda Alegre, com área de desenvolvimento de 16,36 km², está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo.
Sua descoberta ocorreu em junho de 1996 e a sua produção se iniciou em outubro de 1996. O pico de produção de óleo ocorreu em fevereiro de 2003, quando atingiu 2.871,61 m³/dia (Figura 5.11).
Figura 5.11: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Fazenda Alegre (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos turbidíticos maastrichtianos de ambiente de canal de alta energia sob influência de maré da Fm. Urucutuca, permeabilidades variando entre 500 e 2000 mD e com porosidade média de 27%, saturados com óleo viscoso de 13º API.
O mecanismo de produção é, preponderantemente, o de gás em solução, com uma atuação moderada do aquífero. Devido à alta viscosidade apresentada pelo óleo é realizada, como método de recuperação melhorada, a injeção contínua de vapor nos poços do campo, conforme já observado na Figura 4.8.
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com um VOIP de 35,63 Mm3 e uma produção acumulada de 7,55 Mm3 de óleo.
Em fevereiro de 2016 o campo apresentava 62 (sessenta e dois) poços produtores e 6 (seis) injetores ativos e a estimativa do término de produção é para 2025.
Como pode-se observar na Figura 5.12, a produção de óleo do Campo de Fazenda Alegre, aparentemente, sofreu grande influência da perfuração de poços, principalmente a partir do ano de 2001. Porém, desde 2008 a perfuração de novos poços e a utilização da injeção de vapor parece não interferir na produção de óleo do campo, a qual vem se apresentando declinante, enquanto que a taxa de injeção foi aumentando, gradativamente, até o ano de 2014.
Figura 5.12: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do campo de Fazenda Alegre (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Para o Campo de Fazenda Alegre foram obtidos os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.13):
𝑞2025 = 244,92 𝑚3/𝑑𝑖𝑎 𝑁𝑝 = 1.308.887 𝑚3 Sendo −𝑏 = 0,1006.
Figura 5.13: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Fazenda Alegre com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do
5.6 Campo de Jacutinga
O Campo de Jacutinga, com área de desenvolvimento de 56,57 km², está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo.
Sua descoberta ocorreu em setembro de 2004 e a sua produção se iniciou em março de 2010. O pico de produção de óleo ocorreu em fevereiro de 2012, quando atingiu 47,55 m³/dia (Figura 5.14).
Figura 5.14: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Jacutinga (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os principais reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos flúvio-deltaícos de idade aptiana do Mb. Mucuri da Fm. Mariricu, permeabilidades entre 10 e 100 mD e com porosidade média em torno de 20%, saturados com óleo de viscosidade muito elevada, variando entre 10,3º e 15,6º API.
Em função das altas viscosidades e densidades apresentadas pelo óleo, as transmissibilidades no meio poroso são muito baixas, de modo que só há produção através da estimulação realizada por meio da injeção de vapor ou fraturamento hidráulico ou, preferivelmente, com a utilização de ambos.
Em segundo plano são observadas acumulações nos arenitos da Fm. São Mateus, com boa porosidade (média de 37%), entretanto com transmissibilidade extremamente baixa, a qual, aliada a alta viscosidade do óleo, impede a viabilização da sua produção, mesmo quando submetidos à estimulação térmica.
O mecanismo de produção primária é, preponderantemente, o de gás em solução. Este, toda via, apresenta baixa eficiência justamente pelas características
do óleo. Não há injeção de qualquer outro fluido no campo com o objetivo de recuperação melhorada além da cíclica de vapor.
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com um VOIP de 9,62 Mm3 e uma produção acumulada de 0,03 Mm3 de óleo.
Em abril de 2016 o campo apresentava 8 (oito) poços produtores ativos e a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2023.
Como pode-se observar na Figura 5.15 a produção de óleo do Campo de Jacutinga foi, aparentemente, muito mais influenciada pela aplicação da injeção de vapor do que pela perfuração de poços.
Figura 5.15: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Jacutinga (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Por fim, o Campo de Jacutinga, foram observados os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.16):
𝑞2023 = 12,87 𝑚3/𝑑𝑖𝑎 𝑁𝑝 = 49.307𝑚3 Sendo −𝑏 = 0,1089.
