UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM PLATAFORMAS OFFSHORE
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PEDRO CALIL ALVAREZ TKOTZ
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PEDRO CALIL ALVAREZ TKOTZ
ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM PLATAFORMAS OFFSHORE
Monografia apresentada ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheira de Petróleo.
Orientador: Roger Matsumoto Moreira, PhD
Niterói 2011
iii
AGRADECIMENTOS
Inicialmente agradeço a Deus por proporcionar esta oportunidade ímpar de crescimento profissional em nossas vidas.
Aos nosso familiares, em especial nossos pais, pela orientação segura, apoio incondicional, compreensão pelas nossas ausências e incentivo no decorrer de todo o curso.
Ao Professor Roger Matsumoto, pela orientação deste trabalho, confiança, incentivo e apoio dispensado, pois sempre reservou um tempo para me atender, mesmo com prejuízo de suas atividades pessoais.
Ao Professor Geraldo Ferreira, coordenador do curso de graduação de Engenharia de Petróleo da UFF, agradeço pela dedicação e esforço na coordenação e pelo incentivo ao longo do curso, contribuindo sobremaneira para seu pleno êxito e resultados alcançados.
Ao Sr. Pedro Riera, representante da Empresa AKER SOLUTIONS do Brasil Ltda. agradeço pela contribuição de material didático relevante para ilustrar o presente trabalho.
A todo o Corpo Docente do Curso de Graduação de Engenharia de Petróleo da UFF, pela compreensão, dedicação e conhecimentos disseminados, os quais serão vitais para o desenvolvimento das nossas carreiras profissionais.
Finalmente, agradeço a amizade dispensada pelos colegas de curso, pelo companheirismo que prevaleceu durante os anos de estudo e cujas lembranças permanecerão indeléveis na nossa mente, desejando encontrá-los em outras oportunidades profissionais.
iv
"Na vida tudo é escuridão, salvo quando há anseios. Mas todo anseio é cego, salvo quando há conhecimento. Mas todo o conhecimento é vão, salvo quando há trabalho. E quando se trabalha com amor, se une a si próprio, ao próximo e a Deus."
v RESUMO
A energia primária de um reservatório, responsável pela extração do óleo acumulado neste, eventualmente diminui e chega a níveis onde a produção torna-se inviável economicamente.
Assim sendo, é fundamental que sejam tomadas providências para reverter esse quadro desfavorável. Uma opção é abandonar os poços que já não se mostram lucrativos e investir em descobertas de novos reservatórios ou perfuração de novos poços em reservatórios que ainda estão bastante produtivos. Outra opção, mais utilizada mundialmente, é tomar providências com técnicas de recuperação secundária, que têm como objetivo aumentar a produção de reservatórios com energia primária já reduzida. Esses métodos de recuperação secundária são, em grande parte, baseados na injeção de fluidos no reservatório. O principal método é o de injeção de água.
Assim, nas plataformas offshore atuais, existe um módulo de injeção de água, o qual requer toda uma estrutura adptada e preparada na plataforma. Por conseguinte, as inovações nas técnicas de injeção de água (e tratamento de água de injeção) são relacionadas a inovações também nas plataformas.
O presente trabalho tem como objetivo fazer um estudo de caráter evolutivo de tais inovações. Para tal, serão abordados os principais métodos de recuperação secundária, bem como as inovações nesta área da indústria petrolífera. Em paralelo, será feito um estudo do histórico das plataformas FPSO’s1 (Floating Production Storage and Offloading), relacionando as mudanças das plataformas com as inovações nos sistemas de injeção, provenientes dos avanços nas técnicas de injeção de fluidos nos reservatórios de óleo e gás.
Palavras-chave: Injeção, Plataforma, Recuperação, Secundária.
1 FPSO – Embarcação amplamente utilizada de produção, armazenamento e descarrregamento de óleo e gás.
vi
ABSTRACT
The primary energy of a reservoir, which is responsible for the extraction of the oil, will inevitably decrease to a level where the production becomes impracticable economically.
Therefore, it is essencial that something is done in order to revert this adverse situation. One option available is to abandon the wells that aren’t profitable anymore and invest resources in new reservoirs that haven’t been explored yet, or in the discovery of new ones. Another option, more common, is to apply techniques of Enhanced Oil Recovery (EOR), with the intent to increase the production of reservoirs that are already with that low primary energy. These EOR methods are, in vast majority, based on the injection of fluids into the reservoir. The main method is the water injection.
Thus, current offshore rigs are provided with a water injectino module, which requires adaptations on the structure of the ship. Consequently, the innovations surrounding the water injection techniques (and, of course, the water injection treatment) are directly related to the adaptations and changes required on the ships.
This paper aims to study the evolution of such changes. In order to do that, the main EOR methods will be explained, as well as the innovations regarding those methods. Simultaneously, the whole historic of the Floating Production Storage and Offloading (FPSO)2 will be covered, related with the adaptations that the ships need in order to receive the changes regarding water injection modules, triggered by the innovations in the water injection method.
Keywords: Rig, Injection, Enhanced, Recovery.
2 FPSO – Vessel widely used in the oil industry for production, storage and offloading of oil and natural gas.
vii LISTA DE SIGLAS API BCS
American Petroleum Institute
Bomba Centrífuga Submersa
BPD
BSW
Barris Por Dia
Basic Sediments and Water
CCS CALM CAPEX CENPES CIP COFCAW EOR FCM FPSO FPU FRP
Carbon Capture and Storage
Catenary Anchor Leg Mooring
Despesas de Capital
Centro de Pesquisas da Petrobras
Clean in Place
Combination of Forward Combustion and Waterflooding
Enhanced Oil Recovery
First Contact Miscible
Floating, Production, Storage and Offloading
Floating Production Units
viii FSO GLP IPCC MCM MEA MEOR NETL NORM OOIP OPEX PFD PPM PWRI SAGD SAIA SRWI
Floating Storage and Offloading
Gás Liquefeito de Petróleo
Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas
Multiple Contact Miscible
Mono Etanol Amina
Microbial Enhanced Oil Recovery
National Energy Technology Laboratory
Naturally Ocurring Radioactive Material
Óleo Originalmente no Reservatório
Despesas Operacionais
Process Flow Diagram
Partes Por Milhão
Produced Water Re-Injection
Steam Assisted Gravity Drainage
Sistema Antecipado de Injeção de Água
ix SWIT UFD URS VLCC WAG
Subsea Water Injection Treatment
Utility Flow Diagram
Unidade de Remoção de Sulfato
Very Large Crude Carrier
Water-Alternating-Gas
viii
x
LISTA DE FIGURAS
.
Figura 1.1 P.P. Moraes (P-34) e sua evolução de ancoragem ... 4
Figura 2.1 Volume de reservas e recuperação com processos de EOR ... 10
Figura 2.2 Injeção de polímeros e água. Deslocamento macroscópico ... 13
Figura 2.3 Injeção de polímeros e surfactantes ... 14
Figura 2.4 Injeção miscível de dióxido de carbono ... 15
Figura 2.5 Processo de injeção cíclica de vapor ... 15
Figura 2.6 Processo de injeção de polímeros e surfactantes ... 19
Figura 2.7 Processo de FCM com GLP e gás seco ... 21
Figura 2.8 Processo miscível de injeção de GLP e água alternativamente, WAG ... 22
Figura 2.9 Envelope de fases para óleo, GLP e gás seco ... 22
Figura 2.10 Injeção miscível de CO2 ... 23
Figura 2.11 Processo de injeção miscível de CO2 alternado com água, WAG ... 25
Figura 2.12 Esquematização de captura e armazenamento de CO2 ... 27
Figura 2.13 Injeção de vapor superaquecido ... 29
Figura 2.14 Processo de injeção contínua de vapor ... 32
Figura 2.15 Processo de combustão in situ ... 35
Figura 2.16 Processo de combustão in situ ... 36
Figura 2.17 Perfil de temperatura entre poço injetor e produtor na combustão in situ ... 36
Figura 2.18 Esquema de injeção periférica ... 39
Figura 2.19 Esquema de injeção no topo ... 40
Figura 2.20 Esquema de injeção na base ... 40
Figura 2.21 Esquema de injeção em linha direta ... 41
Figura 2.22 Esquema de injeção em linhas esconsas ... 42
xi
Figura 2.24 Esquema de injeção de malha seven-spot ... 43
Figura 2.25 Esquema de injeção de malha nine-spot ... 43
Figura 2.26 Esquema de injeção de malha seven-spot invertida ... 43
Figura 2.27 Esquema de injeção de mallha nine-spot invertida ... 44
Figura 3.1 Filtro de 5 µm, novo e usado ... 51
Figura 3.2 Esquematização submarina tradicional ... 53
Figura 3.3 Esquematização submarina com uso do SWIT ... 53
Figura 3.4 Redes de distribuição em marcha e por manifolds ... 54
Figura 3.5 Equipamentos de superfície de sistema de injeção de água ... 56
Figura 3.6 Evolução da queda de injetividade com o tempo pelo programa INJECT .... 59
Figura 3.7 Mecanismo de Subsea Raw Water Injection ... 61
Figura 4.1 Incrustação em tubulação de água produzida ... 65
Figura 4.2 Processo de Remoção de Sulfatos – Nanofiltração ... 68
Figura 4.3 Membranas de Nanofiltração ... 69
Figura 4.4 Arranjo dos vasos das membranas ... 69
Figura 4.5 Relação de controle de incrustações com seus fatores ... 72
Figura 4.6 Tratamento de água do mar com URS à montante da desaeradora ... 73
Figura 4.7 URS posicionada à jusante da torre desaeradora ... 74
Figura 4.8 Unidade de Remoção de Sulfato (URS) ... 77
xii LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 Características de FPSO’s de acordo com suas fases ... 5 Tabela 2.1 Intervalos de composição de solução micelar ... 18 Tabela 5.1 Vantagens e desvantagens dos possíveis posicionamentos da URS ... 79
xiii SUMÁRIO 1 – CONSIDERAÇÕES INICIAIS ... 1 1.1 – MOTIVAÇÃO ... 2 1.2 – OBJETIVO ... 3
1.3 – HISTÓRICO E EVOLUÇÃO DAS FPSO’S ... 3
1.3.1 – FASE 1 ... 4
1.3.2 – FASE 2 ... 6
1.3.3 – FASE 3 ... 7
1.3.3.1 – PROJETO DA FPSO P-50 ... 8
2 – MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ... 10
2.1 – ALTERNATIVAS À RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ... 12
2.2 – DESCRIÇÃO DOS PROCESSOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ... 13
2.2.1 – PROCESSOS DE CONTROLE DE MOBILIDADE ... 16
2.2.2 – PROCESSOS QUÍMICOS ... 17 2.2.3 – PROCESSOS MISCÍVEIS ... 20 2.2.3.1 – SEQUESTRO DE CARBONO ... 26 2.2.3.1.1 – ARMAZENAMENTO E INJEÇÃO ... 27 2.2.3.1.2 – RISCO DE VAZAMENTOS ... 28 2.2.4 – PROCESSOS TÉRMICOS ... 29
2.2.4.1 – INJEÇÃO DE FLUIDOS QUENTES ... 29
2.2.4.1.1 – INJEÇÃO DE ÁGUA AQUECIDA ... 31
2.2.4.1.2 – INJEÇÃO DE VAPOR ... 31
2.2.4.2 – COMBUSTÃO IN SITU ... 35
2.2.5 – OUTROS MÉTODOS DE EOR ... 38
2.3 – ESQUEMAS DE INJEÇÃO ... 38
xiv
2.4.1 – QUESTÕES QUE AFETAM O PROCESSO DE INJEÇÃO DE ÁGUA ... 45
2.4.1.1 – CARACTERÍSTICAS DA FORMAÇÃO E RESERVATÓRIO ... 45
2.4.1.2 – CARACTERÍSTICAS DOS FLUIDOS ... 46
2.4.1.3 – MECANISMO DE PRODUÇÃO UTILIZADO ... 46
3 – COMPONENTES DOS SISTEMAS DE INJEÇÃO DE ÁGUA ... 48
3.1 – CAPTUÇÃO E ADUÇÃO ... 48 3.2 – TANCAGEM ... 50 3.3 – TRATAMENTO ... 50 3.4 – CONJUNTO MOTOR-BOMBA ... 54 3.5 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO ... 54 3.6 – POÇOS ... 55 3.6.1 – POÇOS DE INJEÇÃO ... 55
3.6.2 – POÇOS DE CAPTAÇÃO E DUMP-FLOOD ... 57
3.7 – NOVAS TECNOLOGIAS DOS SISTEMAS DE INJEÇÃO DE ÁGUA ... 58
3.7.1 – EVOLUÇÃO DOS SISTEMAS DE ÁGUA ... 58
3.7.2 – DECLÍNIO DE INJETIVIDADE ... 58
3.7.3 – CONTROLE DO DECLÍNIO DE INJETIVIDADE ... 59
3.7.4 – SUBSEA RAW WATER INJECTION ... 61
3.7.5 – GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA ... 62
3.7.6 – REINJEÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA ... 62
3.7.7 – SEPARAÇÃO SUBMARINA DE ÓLEO E ÁGUA ... 63
4 – REMOÇÃO DE SULFATO EM ÁGUAS SALGADAS DE INJEÇÃO ... 65
4.1 – O PROCESSO DE REMOÇÃO DE SULFATO ... 67
4.2 – REMOÇÃO DE SULFATOS EM ÁGUAS PROFUNDAS ... 70
4.3 – APLICAÇÕES DO PROCESSO DE REMOÇÃO DE SULFATO ... 71
4.4 – POSICIONAMENTO DA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO NO SISTEMA DE TRATAMENTO DE ÁGUA DE INJEÇÃO ... 72
xv
4.4.1 – POSICIONAMENTO DE URS E DESAERADORA NAS P-58 E OSX-2 ... 75
4.4.2 – P-51 E SUA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO ... 76
5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 77
5.1 – CONCLUSÃO ... 77
5.2 – PERSPECTIVAS FUTURAS ... 80
1
CAPÍTULO 1 – CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Eventualmente, todo poço de petróleo chega numa fase onde o fluido a ser produzido, dentro do reservatório, não tem mais energia suficiente para vencer as perdas de carga e chegar à cabeça de poço, levando assim a uma queda na vazão de produção do poço. Esta queda de vazão chega a um ponto onde não é mais economicamente viável manter o poço em produção, devido ao esgotamento dessa energia primária. Pode-se então abandonar o mesmo (quando algum motivo particular inviabiliza de alguma forma implementações de métodos adicionais para produção) ou implementar técnicas com o intuito de acelerar a produção para adiantar o fluxo de caixa ou alcançar a viabilidade econômica a partir do aumento da vazão, chamadas de métodos de recuperação secundária.
Antigamente, estes métodos de recuperação secundária eram os métodos aplicados após a fase de recuperação primária, e após aquela fase de recuperação secundária vinham as técnicas de recuperação terciária. A partir da década de 1990 começou-se a usar o termo de recuperação secundária para qualquer método que venha a ser utilizado para aumentar a vazão de produção e/ou a eficiência de drenagem do reservatório. Em adição, estes métodos são divididos em convencionais (anteriormente chamados de recuperação secundária) e especiais, anteriormente conhecidos como recuperação terciária. Atualmente, todos são chamados de métodos de recuperação secundária ou métodos de Enhanced Oil Recovery (EOR). (ROSA, 2006)
Os métodos de recuperação secundária convencionais são a injeção de água e injeção imiscível de gás. A técnica de injeção de água, mais usada mundialmente, foi primeiramente posta em uso no campo de Bradford, EUA. No Brasil foi utilizada pela primeira vez no campo de Dom João, na Bahia, em 1953. Os métodos especiais de recuperação secundária são injeção miscível de gás, injeção de vapor, injeção de polímeros e surfactantes, combustão in situ, injeção de hidrocarbonetos, além de muitos outros.
Um método ainda menos convencional que os supracitados, que deverá ser amplamente utilizado pela Petrobras na explotação do Campo de Lula, anteriormente conhecido como Tupi, é o método de Water-Alternating-Gas (WAG). O processo de WAG consiste em slugs, ou rajadas, de injeção alternando entre gás e água. Este
2 método, que visa aumentar a mobilidade do óleo a ser produzido, foi proposto em 1958 por Claude e Dyes, ganhando maior enfoque e avanços recentemente.
Todos estes métodos de injeção aqui introduzidos serão discutidos e estudados mais à frente, para melhor compreensão do sistema de injeção dos mesmos. Após a revisão bibliográfica dos métodos de recuperação, será feita também uma revisão da dispersa literatura sobre os sistemas de injeção das plataformas, em especial as offshore. Será feito então um estudo sobre a evolução destes sistemas, motivada pela necessidade de maiores vazões e pelas intensas inovações tecnológicas na área.
1.1 Motivação
Este trabalho foi motivado pela importância das técnicas de recuperação secundária, em particular as de injeção de fluidos, na drenagem de um reservatório. É fundamental continuar a produção de um poço com estes métodos pois o fator de recuperação de um poço com apenas a recuperação primária usualmente gira em torno de 15% do Oil Original In Place (OOIP)1, que é a quantidade de óleo contida no reservatório originalmente. Após executada a recuperação secundária o fator de recuperação do poço pode chegar a 60%, ficando comumente em torno de 30% em áreas offshore – a média de recuperação da Petrobras em áreas marítimas é de 32%.
Durante a década de 60, as atividades petrolíferas no estado da Califórnia, EUA, foram aceleradas e incentivadas pelo desenvolvimento dos métodos térmicos de recuperação secundária. Portanto, o estudo de recuperação secundária é de vital importância para a indústria petrolífera não só pelo grande aumento de lucratividade para a mesma, mas como também para embasar estudos futuros sobre avanços tecnológicos que possam elevar essa porcentagem de recuperação a padrões ainda maiores que 60% de OOIP.
De igual importância podem-se citar as grandes inovações tecnológicas no que diz respeito à injeção de gás carbônico em reservatórios de petróleo como estocagem do poluente longe da atmosfera. Este método, também chamado de Carbon Capture and
Storage (CCS), é melhor explicado e avaliado no capítulo 5. Esta possível solução para
a excessiva emissão de CO2 na atmosfera vem sendo profundamente estudada recentemente. No entanto, o uso de injeção de gás carbônico como método de EOR já é
1 OOIP – Quantidade de óleo no reservatório originalmente, anterior ao início da produção. 2 CAPEX – Despesas relacionadas ao investimento.
3 comum há décadas, tendo seu primeiro sucesso no projeto de Sacroc e NorthCross, no Texas, onde o CO2 era produzido, separado, e então reinjetado.
Assim sendo, é claro que melhorias e inovações no upstream vêm sendo feitas a cada ano, e evidentemente, as plataformas sofrem adaptações baseadas em novos conceitos, equipamentos e objetivos. Estas mudanças anuais estimulam um trabalho que visa reunir, definir e explorar esses conhecimentos e as plataformas com seus sistemas de injeção.
1.2 Objetivo
A escolha correta do método de recuperação secundária a ser aplicado num poço é fundamental para a vida produtiva do mesmo. Devem ser levados em consideração diversos fatores, tais como as relações entre pressões e vazões e entre estas com o tempo do projeto, além de certas características especiais do reservatório, como por exemplo, as variações de permeabilidade , estratificações, existência de falhas, entre outras.
Sendo a injeção de fluidos o método de recuperação secundária mais utilizado no mundo, o sistema de injeção da plataforma é igualmente importante. Este trabalho tem então como objetivo estudar as evoluções desses sistemas em plataformas offshore, fazendo uma revisão bibliográfica do que há hoje na literatura, explanando seus equipamentos e o funcionamento dos mesmos e buscando atingir a explicação clara, precisa e sucinta dessa importante fase da vida produtiva de um poço. Será estudado como as plataformas offshore vêm sendo modificadas para se adaptarem às inovações tecnológicas da área e o porquê dessas adaptações.
A seguir, será analisado um histórico da evolução das FPSO’s (Floating,
Production, Storage and Offloading) no Brasil. Em seguida será feita uma revisão
bibliográfica acerca dos métodos de recuperação secundária, em especial os que envolvem injeção.
1.3 Histórico e Evolução das FPSO’s
No Brasil, entre todos os tipos de plataformas da indústria de petróleo e gás, a mais utilizada é uma embarcação do tipo FPSO. Como o próprio nome diz, essa plataforma flutuante é responsável pela produção de diversos poços, armazenamento dos fluidos produzidos, e transporte dos mesmos para outras embarcações, os navios
4 aliviadores, responsáveis pelo transporte dos fluidos produzidos da plataforma até a costa. A Petrobras começou a utilizar as FPSO’s em suas operações no ano de 1979, através da instalação de uma planta de processos sobre o deck da P.P.Moraes, posteriormente renomeada para P-34. A evolução que este tipo de plataforma sofreu ao longo destes últimos 30 anos é notória e será explicada adiante, resultando em projetos modernos como os da semi-submersível P-51, que terá, inclusive, seu sistema de tratamento de água para injeção discutido no capítulo 4.
A Petrobras classifica as FPSO’s e suas instalações e projetos em 3 fases. A primeira, abrangendo FPSO’s de 1979 até o começo dos anos 90, consiste em FPSO’s oriundas de adaptações de outras plataformas. A fase 2, englobando a década de 90, consiste de um boom na construção e instalação de FPSO’s. A fase 3 consolidou a construção de novas gerações de plataformas, com projetos inovadores.
1.3.1 Fase 1
Em 1978, a primeira boia CALM (Catenary Anchor Leg Mooring) foi instalada no campo de Anchova, na Bacia de Campos, área offshore contendo cerca de 40 campos de petróleo, com o intuito de permitir a ancoragem de um tanker de óleo, que receberia a produção de hidrocarbonetos de outra plataforma.
No ano seguinte, a P.P. Moraes, antiga tanker, recebeu uma planta de processo com o intuito de transformá-la em uma FPSO para uso no campo de Garoupa, ancorada por um sistema de torre-Yoke. Nos anos seguintes, a plataforma sofreria mais mudanças nos sistemas de ancoragem, como pode ser visto na figura 1.1, a seguir.
Figura 1.1. P.P Moraes (P-34) e sua evolução de ancoragem: Tower-yoke, CALM-yoke e Turret. Fonte: PETROBRAS, OTC 18 681 (2007)
Em 1987, a P.P. Moraes (P-34), foi redirecionada para o campo Albacora, de águas profundas, onde ficou até 1993.
5 Durante esse período, as plataformas utilizadas para produção nos campos da Bacia de Campos eram, em grande maioria, semi-submersíveis. Chamadas de FPU’s (Floating Production Units), essas unidades exportavam o óleo para navios tipo tankers, aliviadores, conectados permanentemente a boias de carregamento. O primeiro projeto da estatal deste tipo foi em 1992, no campo de Marlim, onde uma FSO (Floating
Storage and Offloading) do tipo Aframax, Horta Barbosa, foi ancorada a 625 metros de
lâmina d’água, quebrando recordes mundiais da época para boias CALM. A FSO Horta Barbosa foi pioneira na operação de alívio na Bacia de Campos, provando que as operações eram seguras para as condições adversas daquele campo, àquela época.
As modificações necessárias para os tankers funcionarem como FSO’s eram mínimas, já que eram restritas também pelos tamanhos dos navios, Panamax ou Aframax. Consequentemente, as FPSO’s/FSO’s da época não tinham unidades de injeção de água e nem exportavam gás. Algumas outras características são apresentadas na tabela 1.1, adaptada do artigo OTC 18 681, da Petrobras.
Nesta primeira fase, pode-se considerar que a P.P. Moraes foi um laboratório flutuante para testes de ancoragem, de comportamento frente às condições marinhas e de efeitos dos movimentos sobre a planta de processamento.
Tabela 1.1. Características de FPSO’s de acordo com suas fases. (Petrobras, OTC 18 681, 2007)
Característica Fase
I – 1979-1993 II – 1995-2001 III – 2002-2006
Unidades P.P. Moraes, Juruperna,
Horta Barbosa P-31 / P-33 / P-35 / P-37 P-50 / P-54 / P-53 Tamanho e Capacidades Capacidade de Processamento (bpd) < 60.000 ~100.000 180.000
Tamanho do Navio Panamax, Aframax VLCC VLCC
Compressores de Gás Pequenos Moto-Compressores (<600.000 m3/dia) Grandes Turbinas (1~2 MMm3/dia) Grandes Moto-Compressores (2 MMm3/dia)
Geração Principal Caldeiras a Vapor +
Moto-Geradores 1 MW
Caldeiras ou Turbo-Geradores 5~10MW
Grandes Turbo-Geradores 23MW
Tratamento de Água Bastante Limitado Completo, com
6
Tabela 1.1. (cont). Características de FPSO’s de acordo com suas fases.
Capacidade de
Injeção de Água Nenhuma Completa Completa + URS
Gerenciamento de
Carga 2 Guindastes 3 Guindastes 3 Guindastes +
Monocarril
Atracação
Ancoragem tipo Single Point em Torres ou Boias Ancoragem via Turret Ancoragem tipo Spread (exceto P-53) Arranjo Submarino Poços Satélites ou pequenos Manifolds Submarinos Grandes Manifolds Submarinos de Produção e Injeção Poços Satélites Conectados diretamente à FPSO Materiais (tubulações e embarcação) Principalmente Aço-Carbono Plástico Reforçado com Fibra (FRP) e Cu-Ni + Aço Inoxidável Duplex
Fonte: PETROBRAS, OTC 18 681 (2007)
Em 1994, após 15 anos de seu primeiro uso como unidade de produção, a P.P. Moraes foi movida para o campo de Barracuda e foi renomeada para P-34. A ancoragem passou a ser feita por turrets, devido à grande quantidade de risers (34) conectados à FPSO. Além do novo sistema de ancoragem, a P-34 recebeu uma nova planta de processamento, incluindo unidades de compressão de gás, e operou neste campo de 1997 a 2003.
Essas modificações sofridas pela P.P. Moraes (P-34) caracterizam um período de transição entre a fase 1 e a fase 2, pois a FPSO apresentava características clássicas de plataformas da fase 1, tais como tamanho médio e ausência de sistema de injeção de água, e outras referentes à fase 2, como ancoragem via turret, possibilitando movimentos de 360o em torno do mesmo.
1.3.2 Fase 2
No começo dos anos 90, o crescimento da produção da Bacia de Campos levou à necessidade de melhorias no sistema de exportação, pois as tubulações existentes na época já operavam à máxima capacidade. Após alguns estudos da Petrobras, foi
7 concluído que para os campos de águas profundas Marlim e Albacora, o uso de FPSO’s em vez de FPU’s seria recomendável.
Consequentemente, a estatal começou a conversão de 4 FPSO’s, sendo uma para o campo de Albacora, a Vidal de Negreiros (P-31), e três para o campo de Marlim, a Cairu (P-32), Henrique Dias (P-33) e José Bonifácio (P-35). Todas foram convertidas a partir de VLCC’s (Very Large Crude Carriers) da própria frota da empresa. Alguns meses depois, a P-37 foi contratada para o campo de Marlim.
Pela primeira vez no Brasil, as FPSO’s estavam sendo usadas como unidades de produção durante toda a vida produtiva dos campos de petróleo. Obviamente, as unidades eram grandes o suficiente (antigos VLCC’s), com grandes plantas de processo para a época (no mínimo 100.000 bpd), incluindo completas unidades de compressão de gás, e finalmente, sistemas de tratamento e injeção de água. Adicionalmente, todas contavam com turrets e swivels grandes o suficiente para receber uma elevada quantidade de risers, responsáveis pelo carregamento do óleo desde os manifolds submarinos até as respectivas embarcações. Para duração a longo prazo, algumas estratégias novas foram analisadas, incluindo o uso de novos materiais para certos equipamentos submarinos, como por exemplo plástico reforçado de fibras, ou
Fibre-Reinforced Plastic – FRP, no sistema de elevação de água do mar. Pouco tempo depois,
mais duas FSO’s foram convertidas para FPSO’s para uso no campo de Roncador (P-47) e Marlim Sul (P-38).
A alta eficiência destas 7 FPSO’s na Bacia de Campos mostrou que a escolha deste tipo de plataforma ao invés de FPU’s foi correta. Contudo, algumas ressalvas mostraram que ainda havia o que aprimorar e consertar. Algumas das ressalvas foram as limitações nas plantas de tratamento de água e óleo, além de problemas operacionais nos sistemas de exportação do óleo.
1.3.3 Fase 3
Em 2000, a construção das FPSO’s gêmeas P-43 e P-48, para os campos de Barracuda e Caratinga, respectivamente, marcou uma transição entre a fase 2 e a fase 3, pois o processo já envolvia o conceito de modularização, que permitia a divisão da construção das plantas de processo em menores, possibilitando construções simultâneas, mais rápidas. Outras características das plataformas dessa fase são explanadas na tabela
8 1.1. A seguir, alguns pontos do projeto da P-50 são levantados, caracterizando as FPSO’s da fase 3, como as P-53 e P-54.
1.3.3.1 Projeto da FPSO P-50
Devido às características do reservatório de Albacora Leste, a planta de processo da P-50 recebeu alguns módulos de tratamento ainda não utilizados pelas FPSO’s no Brasil. Um deles é o sistema de remoção de CO2. A elevada quantidade de CO2 no óleo de Albacora Leste levou à instalação de unidades de remoção deste gás, entre o segundo e terceiro estágios de compressão de gás. Através do processo de absorção por MEA (Mono Etanol Amina), a quantidade de CO2 era reduzida dos 5% iniciais para menos de 2%.
Outro módulo novo à época era a unidade de remoção de sulfato, URS. O reservatório de Albacora Leste mostrou que a água da formação continha bário e estrôncio em altas quantidades, 70 mg/l e 500 mg/l, respectivamente. Como será explicado no capítulo 4, estes sais reagem com os sulfatos presentes na água salgada de injeção, levando a problemas nos poços produtores, causados por incrustação. Assim sendo, a URS da P-50 reduzia o conteúdo de sulfato da água salgada dos originais 2.800 mg/l para menos de 100 mg/l, com uma eficiência próxima de 75%, resultando numa grande diminuição dos efeitos de incrustação.
Outra novidade importante na P-50 foi o sistema de captação de água do mar. Usualmente, a captação da água salgada é feita por risers flexíveis que descem até 30 metros abaixo do deck da plataforma, com o objetivo de captar água com qualidade apropriada para o sistema de injeção. Porém, o sistema de injeção de água representa apenas 20% do total de água salgada que deve ser captada, sendo o resto representado por água de resfriamento, para uso industrial, prevenção de incêndios, etc. Portanto, a Petrobras decidiu usar um sistema dedicado apenas à captação dessa água, com bombas de elevação submersas. Esta opção se mostrou mais prática tanto na construção quanto na operação em comparação à localização dessas bombas na sala de bombas. Adicionalmente, o sistema todo se mostrou mais eficiente, já que as bombas ficam mais próximas do módulo de injeção de água.
O sistema de injeção de produtos químicos também sofreu melhorias na construção dessa FPSO. Com a intenção de garantir a segurança dos envolvidos nos processos de recebimento e manuseio de tais produtos, a P-50 incluía tanques fixos com
9 os produtos, conectados por tubos flexíveis para os containers apropriados. A abertura de duas válvulas permitia o fluxo dos produtos químicos por efeitos gravitacionais, evitando contato direto entre os produtos e qualquer operador da plataforma.
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CAPÍTULO 2 – MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA
O desenvolvimento de processos de recuperação secundária, também chamada de Enhanced Oil Recovery (EOR) – traduzido para o português como Recuperação de Óleo Aprimorada – cresce desde a segunda guerra mundial, quando operadoras donas de reservatórios com vazões descendentes de produção perceberam que uma quantidade grande de óleo permanecia no reservatório após a recuperação primária. O estudo sobre as técnicas de recuperação secundária foi estimulado pela queda de produção dos grandes reservatórios da época, grande aumento de consumo mundial de petróleo e pelo fato de que as descobertas de reservatórios imensos de óleo estavam cada vez mais raras. Com as crises do petróleo de 1973 e 1979 e consequentemente as altas do preço do petróleo, o interesse nessas técnicas cresceu exponencialmente. Um catalisador para o crescimento dessas técnicas de EOR foi ter como objetivo a aceleração da produção, ou pelo menos a redução da velocidade de seu declínio. Isso resulta numa antecipação do fluxo de caixa do projeto em questão, dando retorno financeiro de forma mais rápida para a operadora responsável pelo reservatório.
A figura a seguir demonstra a importância das técnicas de EOR a partir dos fatores de recuperação primária e secundária.
Figura 2.1. Volume de reservas e recuperação com processos de EOR. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
11 Os dados são do fim de 1993 e são relacionados às atividades petrolíferas dos Estados Unidos, somente. Pode-se observar que 536 x 109 barris tinham sido descobertos até aquela data. A produção acumulada era de 162 x 109 barris e a reserva provada era de 23 x 109 barris de óleo (bbl). Vale ressaltar que reserva provada é o parâmetro que mede a quantidade de óleo descoberto cuja produção é viável economicamente com a tecnologia disponível na data especificada. Assim sendo, os 23 x 109 barris de reserva provada não incluem óleo que poderia ser recuperado apenas com técnicas de recuperação secundária que não eram usados na época. Com o avanço dessas técnicas, a quantidade de óleo que se torna recuperável é de 351 x 109, mais que triplicando a quantidade de óleo recuperável até então (produção acumulada mais reserva à época).
As características físico-químicas do óleo a ser extraído com as técnicas de EOR são variadas. Óleos de alto grau API (menos viscosos, mais voláteis e de maior valor agregado) e óleos de baixo grau API (viscosos, menos voláteis e, portanto, menos valorizados) podem ser extraídos com os diversos métodos de recuperação secundária. Além desta variedade, a espessura e profundidade do reservatório e as condições de temperatura e pressão no mesmo também são diversas. Assim sendo, a tecnologia implementada nesses métodos não pode focar em um tipo específico de petróleo e apenas a certas condições de reservatório. Por outro lado, nenhum dos métodos de EOR é aplicável a qualquer situação e a qualquer tipo de óleo. Consequentemente, todos os métodos são de suma importância para a exploração maximizada de petróleo nos reservatórios mundiais.
Apesar da importância das técnicas de EOR, é importante atentar ao fato que elas são úteis apenas a partir do momento que ficam viáveis economicamente, para competir de forma acirrada com a recuperação primária que pode ser feita em reservatórios ainda inexplorados. Portanto, conforme os reservatórios amadurecem, uma dúvida é criada entre investir em recuperação secundária nos reservatórios que estão sendo explorados e investir em poços para produzirem óleo de reservatórios que até então não foram ainda acessados. Assim sendo, as operadoras devem sempre analisar financeiramente a viabilidade e lucratividade de cada projeto. Devido ao fato de que as descobertas recentes raramente são de reservatórios ou campos de fácil acesso, pouco profundos, a recuperação secundária fica cada vez mais atrativa.
Em alguns casos, os métodos de recuperação secundária podem ser usados no primeiro estágio de produção. Em reservatórios que contêm óleos muito viscosos,
12 usualmente os métodos de EOR resultam numa produção superior à que se obteria com os usuais mecanismos de produção, como capa de gás e influxo de água. Na verdade, esta prática é a conduta atual, exercendo uma manutenção constante de pressão.
Como explanado neste capítulo, há diversos fatores que influenciam na escolha do melhor método de recuperação secundária para cada caso. Esses fatores citados são, entre outros, o tipo de óleo, tipo de formação e rocha, assim como a distribuição, estado e saturação do óleo resultante das operações anteriores. Essa ampla gama de fatores resulta em diversos casos diferentes, que devem ser estudados única e profundamente para a correta escolha do melhor método de EOR. Esses investimentos e estudos da área estimularam e propiciaram o desenvolvimento de vários tipos de técnicas secundárias hoje existentes.
2.1 Alternativas à recuperação secundária
Antes de entrar mais a fundo em cada método de recuperação secundária, vale a pena frisar que esses métodos não são as únicas soluções para os problemas da produção de petróleo e da escassez de reservas. Outros escapes para essas dificuldades são explanados a seguir.
Uma primeira alternativa aos métodos de EOR é a exploração de reservas não convencionais. Existe uma grande quantidade de petróleo em xistos e folhelhos betuminosos. Alguns exemplos são as reservas de Athabasca, no Canadá e do cinturão de Orinoco, na Venezuela. Embora o custo de exploração e desenvolvimento dessas reservas seja relativamente alto, os avanços tecnológicos apontam meios para reduzir este custo, tornando as reservas de xisto um bom acréscimo às reservas mundiais graças à viabilidade econômica. Outro tipo de reserva não convencional que vem sendo estudada é a grande quantidade de gás natural solubilizado em aquíferos. Mesmo com a baixa razão de solubilidade do gás nesses aquíferos, a quantidade absoluta de gás que pode ser produzido é alta devido ao enorme volume de água contido nos mesmos. Também é possível encontrar gás natural nos hidratos localizados em leitos marinhos e em algumas regiões congeladas da Terra. (ROSA, 2006)
A estimulação de poços com acidificação e fraturamento hidráulico também é uma alternativa para o aumento de produção de poços com vazões decrescentes. Essas técnicas são amplamente usadas atualmente, inclusive simultaneamente com os métodos de recuperação secundária.
13 Recentemente o uso de poços especiais tem se mostrado também essencial para a indústria petrolífera. Poços inclinados, horizontais e multilaterais podem aumentar a velocidade de drenagem do reservatório e a eficiência de recuperação em relação aos convencionais poços verticais.
Apesar das reservas de petróleo serem um recurso não renovável, limitado, elas não foram ainda totalmente exploradas. Principalmente no mar, ainda há uma boa perspectiva de novas descobertas. É importante que não cessem os estudos buscando novas áreas, tanto em terra quanto offshore. Os avanços tecnológicos desse segmento da indústria sempre levam a novas descobertas. Também é fundamental estudar formações cada vez mais profundas e áreas previamente consideradas esgotadas ou economicamente inviáveis.
2.2 Descrição dos processos de recuperação secundária
Os métodos de EOR podem ser divididos também em processos de controle de mobilidade, químicos, miscíveis, térmicos e outros. (GREEN, 1998)
Os processos de controle de mobilidade têm como principal objetivo manter as razões de mobilidade em valores favoráveis, engrossando a camada de água através de polímeros ou reduzindo a mobilidade do gás com espumas, por exemplo. A figura a seguir mostra um esquema da eficiência de deslocamento macroscópica obtida com injeção de polímeros e água.
Figura 2.2. Injeção de polímeros e água. Deslocamento macroscópico. Fonte: GREEN (1998)
14 Como mostrado na figura 2.2, o uso de polímeros previne que ocorra o que se chama de fingering, ilustrado na parte da esquerda da figura, melhorando a eficiência de deslocamento do óleo.
Processos químicos, por sua vez, são os que envolvem agentes surfactantes ou alcalinos injetados para aprimorar a eficiência de varrido do óleo. A figura 2.3, adaptada de Green & Willhite (1998), explana melhor o processo de polímeros e surfactantes.
Figura 2.3. Injeção de polímeros e surfactantes. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998).
O objetivo dos métodos miscíveis é injetar fluidos que sejam diretamente miscíveis com o óleo ou que provoquem uma certa miscibilidade no reservatório através de alterações na composição. Muitas vezes os fluidos utilizados são o CO2 e hidrocarbonetos leves. A figura 2.4, a seguir, mostra o processo de injeção miscível de CO2.
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Figura 2.4. Injeção miscível de dióxido de carbono. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
As técnicas térmicas de recuperação secundária consistem em injetar energia térmica ou gerar esta energia de forma in situ, com geração de calor através de combustão. A recuperação do óleo é aprimorada a partir de alterações na viscosidade, manutenção de fases e estados favoráveis e até mesmo de algumas reações químicas. A injeção de vapor e a injeção de ar ou oxigênio gerando combustão in situ são os processos mais comuns. A figura 2.5 ilustra o processo de injeção cíclica de vapor.
Figura 2.5. Processo de injeção cíclica de vapor. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
16 2.2.1 Processos de Controle de Mobilidade
O processo mais utilizado de controle de mobilidade é o de injeção de polímeros com água. Em uma aplicação típica, uma solução de centenas de partes por milhões (ppm) de poliacrilamida parcialmente hidrolisada em salmoura é injetada para deslocar o óleo e a água associada. O tamanho da golfada de polímero varia entre 50% e 100% em volume, e pode ser de variadas composições. Isso significa que a maior concentração de polímeros é injetada inicialmente seguida por golfadas sucessivas de polímeros em concentrações descendentes. A golfada final é, então, de água. (GREEN & WILLHITE, 1998)
As soluções de polímeros são projetadas com o intuito de manter uma boa razão de mobilidade entre elas e a reserva de óleo/água sendo deslocada à frente das golfadas de polímeros. O objetivo desta técnica é obter uma varredura mais uniforme do reservatório, como explicitado na figura 2.2. No caso de injeção puramente de água, esta, principalmente em reservatórios heterogêneos, tende a encontrar um caminho mais fácil e a se infiltrar na camada de óleo em direção ao poço produtor, arrastando assim pouco óleo consigo, ocorrendo o fingering. Apesar do mesmo efeito ocorrer com os polímeros, ele é minimizado pelo fato da mobilidade dos polímeros ser menor que a da água.
É usualmente considerado que os polímeros não afetam significativamente a saturação final do óleo residual. Contudo, dependendo do volume de água injetado e da viscosidade do óleo a ser produzido, a saturação deste pode vir a cair devido ao baixo ºAPI. Em contrapartida, o mecanismo principal em ação numa injeção de polímeros é o aumento na eficiência de varrido de óleo.
Segundo Green & Willhite (1998), as soluções de poliacrilamida parcialmente hidrolisada afetam a mobilidade em duas formas. A primeira é resultante da maior viscosidade aparente destas soluções em relação à água. No entanto, por ser um fluido não-Newtoniano, essa solução de polímeros se mostra extremamente sensível à taxa de cisalhamento que é imposta à mesma. A solução também se mostra suscetível a influências exercidas pelo tipo e concentração de salmoura utilizada. A segunda forma na qual essas soluções afetam a mobilidade é quando as mesmas se encontram encurraladas mecanicamente no meio poroso devido ao seu tamanho molecular e/ou adsorvem neste meio. Nestes casos, a mobilidade da poliacrilamida é então reduzida a
17 valores menores que os da camada de óleo/água a ser deslocada, devido às reduções de viscosidade e de permeabilidade efetiva.
Outros tipos de polímeros também podem ser utilizados. As alternativas mais comuns são chamadas de biopolímeros, produzidos a partir de processos de fermentação. Estes biopolímeros afetam a viscosidade aparente da solução e afetam apenas ligeiramente a permeabilidade da rocha, já que a retenção é significativamente menor.
A única desvantagem aparente desse método de EOR é a baixa eficiência, em termos de taxas de recuperação, em relação aos outros processos de recuperação secundária. Além disto, o processo é afetado por operações de produção previamente executadas no poço. Assim sendo, um influxo de água feito com sucesso anteriormente pode resultar numa injeção de polímeros pouco eficiente, devido ao já elevado acréscimo na taxa de recuperação causado pelo influxo de água.
Há ainda alguns processos de controle de mobilidade com aplicações de espumas, alteração de permeabilidade relativa, entre outros. Essas técnicas de recuperação secundária de controle de mobilidade frequentemente são usadas em conjunto com os outros métodos de EOR para melhorar a eficiência global.
2.2.2 Processos Químicos
Os processos químicos de recuperação secundária envolvem a injeção de produtos químicos, na fase líquida, que deslocam o óleo devido às suas propriedades de comportamento de fases. Isso cria uma queda na tensão interfacial entre o líquido deslocante e o petróleo. Nesta classificação de processos químicos, o uso de polímeros e surfactantes ilustrado na figura 4 se provou como o método mais eficiente em termos de recuperação. Nesta técnica, a primeira golfada injetada contém uma mistura química complexa, chamada de solução micelar. Esta contém um surfactante, um álcool como cosurfactante, óleo, eletrólitos e água e pode ser descrita como uma microemulsão. (GREEN & WILLHITE, 1998)
Os surfactantes são agentes que alteram a tensão superficial ou interfacial de suas soluções. Suas moléculas são ambifílicas, tendo uma extremidade atraída pela água, hidrofílica, e a outra pelo óleo, oleofílica. Os surfactantes usados nesse processo são usualmente sulfonatos de petróleo produzidos a partir de hidrocarbonetos que variam desde GLP até óleo cru. Se o surfactante é misturado com a água numa baixa
18 concentração, é formada uma solução. Se a concentração do surfactante for elevada acima de um valor crítico, são formadas as micelas, onde a extremidade hidrofílica de cada molécula atrai uma molécula de água. Quando o óleo é misturado neste sistema de surfactante e água, as miscelas atraem as gotículas de óleo para o interior delas, onde há as extremidades oleofílicas. Este tipo de mistura é chamado de miscelas inchadas com água externamente, onde a miscela é inchada de óleo e dispersa na água. Miscelas inchadas de óleo externamente também são utilizadas nos métodos de injeção de solução micelar. A tabela a seguir mostra os valores usuais de composição da solução micelar.
O cosurfactante ajuda no ajuste da viscosidade e auxilia as micelas a solubilizarem mais óleo ou água, se inchando em maiores proporções, estabilizando a solução. Esse álcool usado como cosurfactante minimiza também o problema da adsorção do surfactante à rocha reservatório. Os eletrólitos têm como função ajudar ainda mais no ajuste da viscosidade, e normalmente é um sal, como o cloreto de sódio ou sulfato de amônia.
Tabela 2.1. Intervalos de composição de solução micelar.
Componentes Volume % Hidrocarbonetos 0 – 80 Água 10 – 95 Surfactantes < 1 – 15 Cosurfactante 0 – 10 Eletrólito < 1 – 10
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
A primeira golfada de surfactante, normalmente em cerca de 10% v/v, é seguida por uma outra contendo uma solução de polímeros numa concentração de algumas centenas de ppm. Esta solução é graduada em termos de concentração, tornando-se mais diluída conforme mais solução é injetada. A porcentagem final de polímeros gira em torno de 1% v/v.
A solução micelar tem uma solubilidade no óleo limitada, e é projetada para ter uma tensão interfacial extremamente baixa com a fase de óleo. Quando esta solução entra em contato com as gotas residuais de óleo, estas sofrem um gradiente de pressão e são deformadas como resultado da baixa tensão interfacial, sendo deslocadas ao longo
19 dos poros. Com a coalescência que ocorre com as gotas de óleo, cria-se uma camada que se desloca, junto com a água, à frente da golfada química deslocante. Esta golfada micelar também é projetada para que tenha uma razão de mobilidade favorável em relação ao óleo e à água para prevenir o fenômeno de infiltração (fingering). Consequentemente, essa mobilidade favorável permite uma maior eficiência de deslocamento.
A golfada de solução de polímeros é injetada com o objetivo de deslocar a solução micelar eficientemente. A baixa tensão interfacial e a razão de mobilidade favorável entre o polímero e a solução micelar permitem esse deslocamento de alta eficiência. A figura a seguir ilustra o processo de injeção de polímeros e surfactantes, também chamado de injeção de solução micelar.
Figura 2.6. Processo de injeção de polímeros e surfactantes. Fonte: ROSA (2006)
Este processo de injeção de surfactantes e polímeros envolve agentes deslocantes imiscíveis. Não há solubilidade completa entre a solução micelar e o óleo nem entre aquela e os polímeros. Para isto, é desejável uma baixa tensão interfacial nas duas extremidades da camada da solução micelar. Na extremidade onde há o contato com o óleo, essa baixa tensão permite que gotas descontínuas de óleo ou filmes de óleo sejam deslocados também. Paralelamente, na outra extremidade a baixa tensão interfacial resulta em mínimos aprisionamentos de solução micelar no meio. Se a mesma não for bem deslocada pela golfada de polímeros, ela rapidamente se deteriora.
Esses métodos de surfactantes têm grande potencial devido à possibilidade de projetar um processo onde tanto a eficiência volumétrica (EV) quanto a eficiência de
deslocamento microscópica (ED) são elevadas. Entretanto, há problemas relevantes.
Esse processo é caro devido à grande quantidade requerida de produtos químicos de alto custo e normalmente só é justificável quando o preço do petróleo está alto e a
20 quantidade de óleo remanescente no reservatório após a injeção de água é grande. Se o controle de mobilidade não for bem mantido, podem ocorrer grandes perdas dessas soluções, por adsorção, aprisionamento, entre outros. Outro problema encontrado nessa técnica é a alta sensibilidade das soluções de surfactantes a altas temperaturas e salinidades. Devem ser feitos estudos particulares e o processo global deve suportar essa sensibilidade de tal forma que se torne aplicável a diferentes situações. Como exemplo, temos os primeiros estudos que descartavam a aplicabilidade em reservatórios de carbonatos e que continham íons de cálcio ou magnésio em excesso na água, devido à alta salinidade e fácil adsorção de surfactante nos mesmos.
Resumidamente, o método de injeção de solução micelar é melhor aplicado em reservatórios de arenitos, de preferência com óleo de grau API médio. Em formações contendo óleos muito viscosos, de baixo grau API, o custo torna-se ainda maior, tornando o projeto inviável economicamente. Isto ocorre pois é necessária uma maior redução de viscosidade por parte da solução micelar e da solução de polímeros.
Portanto, há diversas variações dos processos de surfactantes. Outros métodos químicos também têm sido desenvolvidos, como injeção de alcalinos. Este processo consiste na injeção de químicos alcalinos que reagem com certos componentes no óleo para a formação de um surfactante in situ. Apesar de ter potencial, esta técnica parece ter um alcance pequeno de aplicação. Outros processos, envolvendo álcoois, foram testados em laboratório, mas ainda não chegaram a passar por testes de campo. (GREEN & WILLHITE, 1998)
2.2.3 Processos Miscíveis
Os processos miscíveis são baseados, obviamente, em deslocar o óleo com um fluido que é misturado ao mesmo, formando uma fase única. Esse deslocamento miscível é caracterizado pela inexistência de interface entre os fluidos deslocado e deslocante. Portanto, o processo é baseado na redução das forças interfaciais e capilares, prevenindo assim a retenção do óleo no meio poroso.
Enquanto a miscibilidade entre dois gases quaisquer é sempre existente desde que não ocorra reação química, no caso de líquidos, é necessária uma semelhança química e condições de pressão e temperatura adequadas. Portanto, é fundamental uma análise adequada do comportamento de fases nos sistemas encontrados nos diferentes reservatórios. Existem duas principais variações destes métodos, explicadas a seguir.
21 Usualmente, quaisquer hidrocarbonetos líquidos, como nafta e querosene, são miscíveis com os óleos do reservatório, assim como os gases etano, propano e butano, que compõe os gases liquefeitos de petróleo, GLP. Este processo é chamado de
first-contact-miscible (FCM), que em português significa miscibilidade ao primeiro contato.
Nesta variação, o fluido é injetado e é diretamente miscível com o óleo do reservatório nas determinadas condições de temperatura e pressão. A figura 2.7 ilustra o processo de FCM.
Figura 2.7. Processo de FCM com GLP e gás seco. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
Uma golfada relativamente pequena (cerca de 10% v/v) de algum hidrocarboneto leve, como GLP, é injetada para deslocar o banco de óleo à frente, em direção aos poços produtores. Essa camada de GLP é então deslocada por uma golfada maior de um gás mais barato, como gás seco. Neste processo, é importante a miscibilidade da golfada de GLP tanto com a fase de óleo quanto a fase de gás seco. Assim, as interfaces GLP/óleo são eliminadas e as gotículas de óleo podem ser mobilizadas. A miscibilidade entre o GLP e o gás seco é essencial para evitar o aprisionamento da primeira golfada no reservatório. Em alguns casos, água é usada após a primeira golfada, com o intuito de melhorar a eficiência de varrido. Este é o processo de water-alternating-gas, ou WAG, no qual água também é produzida. A figura 2.8, a seguir, ilustra este método.
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Figura 2.8. Processo miscível de injeção de GLP e água alternativamente, WAG. Fonte: ROSA (2006)
De acordo com a figura 2.9, o óleo de composição O do reservatório é miscível com o GLP, composto por L. Este é então diretamente miscível com o gás seco, de composição G, que não deslocaria miscivelmente o óleo, pois o envelope de fases, na pressão do diagrama da figura, invade o segmento de reta OG , o que não ocorre com os segmentos OL e LG .
Figura 2.9. Envelope de fases para óleo, GLP e gás seco. Fonte: ROSA (2006)
Portanto, há limites mínimos de pressão de reservatório para a utilização do processo. Geralmente, esta pressão é entre 1000 psi (70 kgf/cm²) e 2000 psi (140 kgf/cm²), dependendo obviamente da temperatura e composição dos fluidos. Simultaneamente, é necessário manter o GLP em estado líquido, para manter a miscibilidade com o óleo. Portanto, deve-se observar a temperatura de reservatório, que não pode ser maior que a temperatura crítica do gás utilizado, já que acima desta temperatura o gás vaporizará independentemente da pressão.
Na indisponibilidade ou inviabilidade do gás natural, podem ser injetados nitrogênio ou gases de combustão atrás da golfada de GLP. No entanto, a pressão
23 necessária para permitir um deslocamento miscível do banco de GLP é muito alta, muitas vezes impraticável.
As permeabilidades elevadas no banco miscível e na frente gás/GLP, somadas às baixas viscosidades, resultam em uma razão de mobilidade desfavorável, resultando em baixa eficiência de varrido. Este fato justifica o uso do método de WAG, onde um banco de gás é injetado atrás do GLP, e atrás daquele vem água e gás. Isto reduz a permeabilidade relativa ao gás e melhora as razões de mobilidade. As viscosidades, permeabilidades relativas e saturação da água e do gás são usadas em cálculos fundamentais para a definição do volume injetado de cada tipo de fluido. O período de injeção de cada fluido é de alguns dias.
Além das condições de pressão mínima para miscibilidade, que requer também uma profundidade mínima entre 1500 pés e 2500 pés, e de temperatura máxima para evitar vaporização do GLP, limitando o processo a uma profundidade máxima, há outros fatores que afetam a aplicabilidade desse processo de FCM. A viscosidade do óleo é de suma importância para que ocorra uma razão de mobilidades aceitável, e deve ser no máximo 5 cp ou 10 cp. Adicionalmente, formações de espessura e permeabilidade pequenas são desejáveis, pois causam uma redução na segregação gravitacional.
O principal atrativo para o uso de injeção de GLP é que este processo de miscibilidade ao primeiro contato desloca quase todo o óleo residual da rocha-reservatório em contato. A pressão necessária para o sucesso da operação normalmente é menor que a requerida pelos outros processos miscíveis, como os de
multiple-contact-miscible (MCM), explicados adiante. Essa injeção de GLP também tem se mostrado
eficiente após uma injeção de água.
Contudo, essa técnica de EOR engloba algumas desvantagens. As eficiências de varrido são baixas e o dimensionamento do banco de GLP é difícil, além de não existir um modo de corrigir o tamanho do mesmo após este ser injetado. Se há pouco GLP, parte do óleo que podia ser recuperado é deixada para trás. Se há GLP demais, ocorrem gastos elevados e desnecessários. Em adição a esses fatores, a técnica de injeção de fluidos miscíveis ao primeiro contato foi criada quando o propano, e outros gases leves, eram abundantes e baratos. Com os preços atuais, entretanto, os gastos tornam-se excessivos.
A segunda variação dos processos miscíveis é chamada de
24 o fluido injetado não é totalmente miscível com o óleo do reservatório no primeiro contato, apesar de sua forte atração pelo óleo. Alternativamente, o processo depende da modificação da composição da fase que foi injetada e da fase de óleo, através de contatos múltiplos entre as fases e da transferência de massa dos componentes envolvidos. Com as corretas condições de composição, temperatura e pressão, a modificação de composição gera então uma miscibilidade in situ, entre as fases deslocante e deslocada. O processo de injeção miscível de CO2 é ilustrado na figura 2.4.
Certa quantidade de CO2 é injetada com a intenção de mobilizar e deslocar óleo residual. Através dos múltiplos contatos entre o CO2 e a fase óleo, hidrocarbonetos intermediários e pesados são extraídos para a fase rica em CO2. Sob as condições apropriadas, esta fase chega a uma composição que é miscível com o óleo do reservatório. A partir desse momento, a interface entre essas fases começa a ser eliminada. Usualmente o volume de CO2 que é injetado neste processo é de cerca de 25% v/v. Vale lembrar que este processo é usado como forma de recuperação secundária. Mais à frente, será discutido o processo de armazenamento de dióxido de carbono em geoformações com objetivo de removê-lo da atmosfera.
Os processos de MCM não recuperam todo o óleo disponível nas rochas contatadas enquanto a frente miscível é criada ou regenerada. Portanto, fica um resíduo de asfalteno, que ocupa cerca de 5% do volume poroso.
O método onde o gás injetado é o dióxido de carbono pode ser mais utilizado em diferentes tipos de reservatório, principalmente nos quais o mecanismo de produção utilizado na recuperação primária foi de gás em solução.
A principal dificuldade deste método é dada pelas condições críticas do CO2. O dióxido de carbono tem uma temperatura crítica de 87,8 ºF (31ºC) sendo, portanto, injetado normalmente acima da temperatura crítica. A viscosidade do CO2 nessas condições de injeção é baixa, entre 0.06 cp e 0.10 cp. Assim sendo, o CO2 desloca a água e o óleo sob uma razão de mobilidade desfavorável. Consequentemente, ocorre o fenômeno de fingering e a eficiência de deslocamento (macroscópica) torna-se baixa.
Existem vários esquemas de injeção de CO2, tais como injeção contínua do mesmo e banco de CO2 deslocado por água ou gás de hidrocarbonetos ou injeção alternada de CO2 e água (WAG). Esta última abordagem é usada para superar o problema da baixa eficiência de deslocamento e de fingering. O intuito da injeção de água é reduzir a permeabilidade relativa do dióxido de carbono, e portanto, reduzir sua mobilidade. Outra vantagem da técnica WAG é a distribuição da demanda de CO2 ao
25 longo do tempo do projeto, conforme este é produzido. Outros processos de controle de mobilidade têm sido estudados, como o uso de espumas e polímeros em conjunto com a injeção de dióxido de carbono. [AHMED, 2004]
O tamanho do banco de CO2 é de cerca de 5% em volume do meio poroso. Segue portanto uma injeção alternada de água e dióxido de carbono, até que se obtenha uma quantidade acumulada de CO2 de 15% a 20% em volume poroso. A partir deste momento a injeção passa a ser de água, apenas. Esta avança pelo meio poroso e aprisiona o CO2 como saturação residual que ocupa os poros previamente ocupados por óleo. O esquema é mostrado na figura 2.11, a seguir.
Figura 2.11. Processo de injeção miscível de CO2 alternado com água, WAG. Fonte: ROSA (2006)
Outro problema que deve ser contornado na injeção miscível de gás vem da diferença de densidade entre o CO2 e a água e, às vezes, entre aquele e o óleo também. Nas condições de injeção, a densidade do CO2 gira em torno de 0,4, dependendo das condições específicas do reservatório. Dependendo da massa específica do óleo, o CO2 pode tender a mover-se para o topo da formação, sobrepondo a fase de óleo e de água. Uma possível solução é injeção no topo do reservatório, deslocando os fluidos no sentido oposto. Entretanto, a aplicabilidade desta técnica depende muito da estrutura do reservatório em questão.
Devido aos motivos supracitados, o CO2 eventualmente corre pelo reservatório e chega aos poços produtores relativamente rápido. Como o custo do CO2 produzido é baixo, normalmente ele é separado dos outros gases produzidos, recomprimido e reinjetado. Apesar dos custos da separação, é um processo mais rentável que comprar CO2. Além disso, possibilita que o gás natural tenha seu valor original como combustível e possa, então, ser vendido, em vez de injetado para este fim.
26 Outros gases podem ser adequados para o método MCM de forma similar à que acontece com o CO2. Isso inclui gases relativamente secos (alto teor de metano) à alta pressão, nitrogênio ou gases combustíveis. A principal diferença é que esses gases citados precisam de pressões muito maiores para atingirem a miscibilidade com o petróleo que a necessária para o CO2. Eles são mais usados, portanto, em reservatórios profundos, onde pressões elevadas são atingidas mais facilmente, sem a ocorrência de fraturamento da rocha. Uma regra grosseira para pressões de fraturamento é de 0,6 psi por pé de profundidade. Se a pressão de fraturamento é excedida durante o processo, a rocha reservatório irá fraturar e os fluidos injetados passarão por canais decorrentes destas fraturas, contornando maior parte do petróleo. Portanto, o projeto do método a ser utilizado, assim como a escolha do fluido de injeção, requer um estudo sobre as pressões de operação, que por sua vez dependem da profundidade do reservatório.
Os problemas citados anteriormente sobre o processo de MCM com CO2 são as principais dificuldades ocorrentes neste método de recuperação secundária. Adicionalmente, a heterogeneidade do reservatório amplia estes problemas. O desenvolvimento de técnicas novas de controle de mobilidade tem se mostrado uma tarefa árdua, que requer estudos profundos e elevados incentivos financeiros. As já discutidas diferenças de densidade contribuem para a complexidade deste método. No caso de injeção alternada de gás e água, é ainda necessária a instalação de dois sistemas de injeção, um para cada fluido. Finalmente, os fluidos utilizados em reservatórios de pressões moderadas são caros e, às vezes, escassos.
2.2.3.1 Sequestro de Carbono
O termo sequestro de carbono normalmente diz respeito ao processo de remoção de carbono da atmosfera e deposição do mesmo em formações geológicas. Também conhecido por CO2 removal, este processo refere-se à estocagem de dióxidos de carbono para mitigar os efeitos desse gás na atmosfera.
A remoção do dióxido de carbono da atmosfera é feita naturalmente através de processos biológicos, químicos e físicos, ou ainda artificialmente. Outra fonte de carbono são os próprios combustíveis fósseis produzidos, que podem passar por processos de tratamento para que o CO2 possa então ser transportado para injeção.
Como já explicado anteriormente, a utilização de CO2 para injeção miscível e imiscível como técnica de EOR já é comum à indústria petrolífera. Contudo, a injeção
