Análise da coinjeção cíclica de vapor e solvente em reservatório do nordeste brasileiro

(1)

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

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET

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

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ANÁLISE DA COINJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR E SOLVENTE EM

RESERVATÓRIO DO NORDESTE BRASILEIRO

Everton de Lima de Andrade

Orientador: Prof. PhD Tarcilio Viana Dutra Junior

Coorientadora: Profª. Dra Jennys Lourdes Meneses Barillas

(2)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 i

Análise da Coinjeção Cíclica de Vapor e Solvente em Reservatório do

Nordeste Brasileiro

Everton de Lima de Andrade

(3)

Andrade, Everton de Lima de.

Análise da coinjeção cíclica de vapor e solvente em reservatório do nordeste brasileiro / Everton de Lima de Andrade. - 2020.

149 f.: il.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Ciências Exatas e da Terra, Programa de Pós Graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo, Natal, RN, 2020. Orientador: Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior.

Coorientador: Profa. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas.

1. Coinjeção cíclica de vapor e solvente - Dissertação. 2. Simulação de reservatórios - Dissertação. 3. Engenharia de petróleo - Dissertação. 4. EOR - Dissertação. 5. Métodos térmicos - Dissertação. I. Dutra Junior, Tarcilio Viana. II. Barillas, Jennys Lourdes Meneses. III. Título.

RN/UF/BCZM CDU 622.323

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede

(4)

(5)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 iii

ANDRADE, Everton de Lima de - Análise da Coinjeção Cíclica de Vapor e Solvente em Reservatório do Nordeste Brasileiro. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e geologia de reservatórios de explotação de petróleo e gás natural, Natal – RN, Brasil.

Orientador: Prof. PhD Tarcilio Viana Dutra Junior

Coorientadora: Profª Dra Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

Um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente é melhorar a recuperação em campos terrestres. Das reservas em terra de hidrocarbonetos, uma porção significativa é composta por óleos pesados e extrapesados. Os métodos térmicos e os miscíveis auxiliam no aumento de produção de hidrocarbonetos pela redução da viscosidade, das forças capilares e da tensão interfacial. Eles podem ser combinados por meio da coinjeção de vapor e solvente. Uma das soluções mais versáteis para a recuperação de óleo pesado é a coinjeção cíclica de vapor e solvente, pois proporciona produção de volumes consideráveis e retorno do valor investido em um curto intervalo de tempo. O potencial de aumento no fator de recuperação pode ser maior que 5% e a redução de gases do efeito estufa de aproximadamente 25%. Por isto, este trabalho tem como objetivo avaliar tecnicamente e economicamente o processo de injeção cíclica de vapor e solvente em um reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de modelagem de reservatórios de petróleo. Para esta análise, foram realizados um planejamento experimental completo 2x34 e outro planejamento 35, variando fatores tais como: tipo de solvente, porcentagem molar do solvente, temperatura de injeção, vazão de injeção de fluidos (vapor e solvente), compressibilidade da rocha, tempo de injeção, tempo de soaking e duração dos ciclos. Foi realizado um estudo do comportamento da temperatura ao longo do poço (nos blocos) e das perdas de energia. Foi analisado o volume acumulado de óleo produzido. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis analisadas que tiveram maior influência na produção acumulada de óleo foram a compressibilidade da formação, vazão de injeção, porcentagem de solvente, intervalo dos ciclos e duração da fase de injeção, sendo a compressibilidade a variável que mais influenciou. E dentre os três solventes utilizados (pentano, heptano e diesel), o heptano apresentou desempenho superior e os outros dois apresentaram desempenhos semelhantes. A temperatura ao longo do poço sofreu mais influência da vazão de injeção e maiores vazões proporcionaram maiores perdas de calor. A temperatura ao longo do poço foi diferente, sendo a parte superior mais aquecida, e ocorreram mudanças quando analisados períodos equivalentes de ciclos diferentes. A análise econômica mostrou que maiores quantidades de vapor e solvente tornam o projeto inviável economicamente.

Palavras-Chaves: Coinjeção cíclica de vapor e solvente, simulação de reservatórios, métodos térmicos, EOR.

(6)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 iv

ABSTRACT

One of the main challenges facing the oil industry today is improving land field recovery. Of the hydrocarbon land reserves, a significant portion is made up of heavy and extra-heavy oils. Thermal and miscible methods help to increase hydrocarbon production by reducing viscosity, capillary forces and interfacial tension. They can be combined by steam and solvent stimulation. One of the most versatile solutions for heavy oil recovery is cyclic steam and solvent stimulation, as it delivers sizable volumes and returns on a short time. Therefore, this work aims to technically and economically evaluate the cyclic steam and solvent coinjection process in a heavy oil reservoir with characteristics of Brazilian northeastern. The simulations were performed in a commercial oil reservoir modeling program. For this analysis, a complete 2x34 experimental design and a 35 design were performed, varying factors such as: solvent type, molar solvent percentage, injection temperature, fluid injection flow rate, rock compressibility, injection time, soaking time and duration of cycles. A study of the behavior of the temperature along the well (in the blocks) and the energy losses was performed. The accumulated volume of oil produced was analyzed. The results show that the analyzed variables that had the greatest influence on the accumulated oil production were formation compressibility, injection flow rate, solvent percentage, cycle interval and injection phase duration. The compressibility was the variable that influenced the most. And among the three solvents used (pentane, heptane and diesel), heptane presented superior performance and the other two presented similar performances. The temperature along the well was more influenced by the injection flow rate. The temperature along the well was more influenced by the injection flow, higher flow rates provided greater heat losses. The temperature along the well was different, with the upper part warmer and changes occurred when analyzing equivalent periods of different cycles. Economic analysis has shown that higher amounts of steam and solvent make the project economically unviable.

(7)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 v

“Energia e persistência

conquistam

todas

as

coisas”

(Benjamin

(8)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 vi

Dedicatória.

Dedico este trabalho primeiramente a Deus, pela saúde, fé e perseverança que tem me dado. A meus pais, a quem honro pelo esforço com o qual mantiveram seus filhos na escola. A meus irmãos pelo incentivo à busca de novos conhecimentos.

(9)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 vii

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus, por abençoar meu caminho e as minhas decisões, por me dar forças nos momentos de maior dificuldade e pelas graças alcançadas no decorrer da caminhada. Ele me mostrou que é um fato científico que a gratidão é recíproca.

Aos meus pais, que sempre me apoiaram, acreditaram em meu potencial, trabalharam arduamente para me proporcionar uma excelente educação e me ensinaram o significado de ser um homem.

À minha irmã, meu irmão e meus sobrinhos, por todo apoio, incentivo e carinho.

À minha companheira e amiga, Amanda Sousa Araujo, que esteve comigo em muitos momentos, me apoiando, me aconselhando e me ajudando a ser quem sou hoje. Você é uma daquelas poucas pessoas que na vida apenas alguns tem a sorte de encontrar.

Ao meu orientador, Prof. PhD Tarcilio Viana Dutra Junior, por toda confiança depositada em mim, ensinamentos, ajuda e disponibilidade durante a realização deste trabalho.

À minha coorientadora, Profª Dra Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo conhecimento transmitido e inspiração para me tornar um ótimo profissional.

Aos demais professores do PPGCEP, em especial ao Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues e ao Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão, por todo conhecimento e valiosos ensinamentos.

Aos colegas do Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo (LEAP), pela amizade e por compartilhar as alegrias e dificuldades desta caminhada.

À CMG (Computer Modelling Group) e à Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pelo fornecimento do software utilizado durante a simulação.

À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) pelo apoio financeiro e por possibilitar o desenvolvimento deste trabalho.

(10)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 viii SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ... 2 2. ASPECTOS TEÓRICOS ... 6 2.1PETRÓLEO ... 6 2.1.1 Classificação do óleo ... 6 2.1.2 Óleos pesados ... 8 2.2MECANISMOS DE PRODUÇÃO ... 9

2.3MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA ... 10

2.3.1 Métodos especiais ... 11

2.3.1.1 Métodos térmicos ... 14

2.3.1.1.1 Injeção Contínua de vapor ... 15

2.3.1.1.2 Injeção cíclica de vapor ... 17

2.3.1.2 Métodos Miscíveis ... 19

2.3.1.3 Injeção de vapor e solvente ... 22

2.3.1.3.1 Adição de líquido ao vapor para recuperação avançada (LASER) ... 22

2.3.1.3.2. Solvente expandido - SAGD (ES-SAGD) ... 24

2.3.1.3.3. Processo híbrido de solvente térmico ... 25

2.3.1.3.4. Extração com solvente (VAPEX) ... 26

2.3.1.3.5. Injeção alternada de vapor e solvente (SAS) ... 27

2.4SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS ... 28

2.5PLANEJAMENTO E OTIMIZAÇÃO DE EXPERIMENTOS ... 28

2.5.1 Diagramas de Pareto ... 30

2.5.2 Superfícies de resposta ... 31

2.6ANÁLISE ECONÔMICA ... 32

2.6.1 Método do Valor Presente Líquido (VPL) ... 33

2.6.2 Receitas em um projeto de injeção de vapor e solvente ... 34

2.6.3 Despesas em um projeto de injeção de vapor e solvente ... 34

(11)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 ix

2.6.3.2 Custo de aquisição do gerador de vapor (Cgv)... 35

2.6.3.3 Operação e manutenção do gerador (Ccm) ... 35

2.6.3.4 Custo com injeção de solvente (Csol) ... 35

2.6.3.5 Elevação dos fluidos (Cel) ... 36

2.6.3.6 Separação, transporte e tratamento do óleo (Cóleo) ... 36

2.6.3.7 Separação, tratamento e descarte da água produzida (Cágua) ... 37

2.6.4 Taxa Mínima de Atratividade (TMA) ... 37

3. ESTADO DA ARTE ... 39 4. MATERIAIS E MÉTODOS ... 44 4.1FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ... 44 4.1.1 Winprop ... 44 4.1.2 Builder ... 44 4.1.3 Módulo STARS ... 45 4.1.4 Results 3D ... 45 4.1.5 Results Graph ... 45

4.2MODELAGEM DOS FLUIDOS ... 45

4.3MODELAGEM DO RESERVATÓRIO ... 55

4.4CONDIÇÕES OPERACIONAIS ... 57

4.5ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA ... 59

4.6METODOLOGIA DO TRABALHO ... 61

5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 64

5.1ANÁLISE DE SENSIBILIDADE 1 ... 64

5.1.1 Análise do tipo de solvente ... 67

5.1.2 Análise da porcentagem de solvente no primeiro planejamento ... 68

5.1.3 Análise da Temperatura de injeção ... 70

5.1.4 Análise da vazão de injeção no primeiro planejamento ... 72

5.1.5 Análise da compressibilidade da formação ... 74

5.2ANÁLISE DE SENSIBILIDADE 2 ... 78

5.2.1 Análise da duração da fase de injeção ... 84

5.2.2 Análise do tempo de soaking ... 86

(12)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 x

5.3ESTUDO DA INFLUÊNCIA DA DURAÇÃO DOS CICLOS ... 90

5.4ESTUDO DA INFLUÊNCIA DA TEMPERATURA ... 94

5.4.1 Análise da influência da temperatura na produção acumulada líquida de óleo ... 94

5.4.2 Análise da temperatura de injeção no comportamento da temperatura no poço ... 98

5.4.3 Análise da vazão de injeção no comportamento da temperatura no poço ... 103

5.4.4 Análise da qualidade do vapor no comportamento da temperatura no poço ... 106

5.5ESTUDO DO BALANÇO ENERGÉTICO ... 107

5.6ANÁLISE ECONÔMICA ... 109

6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ... 115

6.1CONCLUSÕES ... 115

6.2RECOMENDAÇÕES ... 116

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 117

APÊNDICE A – RESULTADOS ADICIONAIS DA ANÁLISE DE SENSIBILIDADE 1 . 123 APÊNDICE B – RESULTADOS ADICIONAIS DA ANÁLISE DE SENSIBILIDADE 2 . 128 APÊNDICE C – RESULTADOS ADICIONAIS DO ESTUDO DA TEMPERATURA ... 137

(13)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1. Distribuição das reservas de óleo pesado e extrapesado ... 8

Figura 2.2 Métodos de recuperação de petróleo. ... 11

Figura 2.3. Viscosidade para diferentes tipos de óleo em função da temperatura. ... 14

Figura 2.4. Esquema da injeção contínua de vapor. ... 16

Figura 2.5. Esquema da injeção cíclica de vapor. ... 18

Figura 2.6. Deslocamento miscível. ... 21

Figura 2.7. Estágios do LASER. ... 23

Figura 2.8. Modelo Conceitual do LASER. ... 24

Figura 2.9. Esquema do processo ES-SAGD. ... 25

Figura 2.10. Esquema do Processo híbrido de solvente térmico. ... 26

Figura 2.11. Esquema do processo de VAPEX. ... 27

Figura 2.12. Exemplo de Diagrama de Pareto. ... 30

Figura 2.13. Exemplo de superfície de resposta. ... 32

Figura 4.1. Razão de solubilidade e fator volume-formação do óleo ajustados. ... 50

Figura 4.2. Viscosidade ajustada do óleo. ... 50

Figura 4.3. Diagrama pressão versus temperatura do modelo de fluido antes e depois do agrupamento. ... 51

Figura 4.4. Viscosidade do óleo versus temperatura. ... 52

Figura 4.5. Fator volume-formação do gás... 52

Figura 4.6. Permeabilidades relativas à água (krw) e ao óleo (krow) no sistema água-óleo. .. 53

Figura 4.7. Permeabilidades relativas ao gás (krg) e ao óleo (krog) no sistema líquido-gás. .. 54

Figura 4.8. Pressão capilar versus saturação de água. ... 54

Figura 4.9. Refinamento do reservatório. Profundidade do reservatório (m). ... 56

Figura 4.10. Completação utilizada no modelo. Temperatura (°C). ... 59

Figura 4.11. Diagrama Ilustrativo da metodologia do trabalho. ... 62

Figura 5.1. Diagrama de Pareto normalizado para o 1º planejamento no 4º ano. ... 65

Figura 5.2. Superfície de resposta da interação entre compressibilidade da formação e vazão de injeção no 4º ano. Np em m³std com 5% de C7 e Tinj = 288°C. ... 66

(14)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xii

Figura 5.3. Produção acumulada de óleo para diferentes solventes, com 5% de solvente, Tinj = 288°C, Qinj = 400m³std/dia e Co = 3 × 10-41/psi. ... 67 Figura 5.4. Produção acumulada de óleo para diferentes porcentagens de C7 com Tinj = 288°C, Qinj = 400m³std/dia e Co = 3 × 10-41/psi. ... 68 Figura 5.5. Vazão líquida de óleo para diferentes porcentagens de C7 com Tinj = 288°C, Qinj = 400m³std/dia e Co = 3 × 10-41/psi. ... 69 Figura 5.6. Produção acumulada de óleo para diferentes temperaturas de injeção com solvente = C7, %solvente = 5%, Qinj = 400m³std/dia e Co = 3 × 10-41/psi. ... 70 Figura 5.7. Viscosidade do óleo em cP para diferentes temperaturas de injeção com solvente = C7, %solvente = 5%, Qinj = 400m³std/dia e Co = 3 × 10-41/psi. ... 71 Figura 5.8. Produção acumulada de óleo para diferentes cotas de injeção com solvente = C7, %solvente = 5%, Tinj = 288 °C e Co = 3 × 10-41/psi. ... 72 Figura 5.9. Volume poroso versus produção de óleo com solvente = C7, %solvente = 5%, Tinj = 288 °C e Co = 3 × 10-41/psi. ... 73 Figura 5.10. Vazão injetada média de fluido com solvente = C7, %solvente = 5%, Tinj = 288 °C e Co = 3 × 10-41/psi ... 74 Figura 5.11. Produção acumulada de óleo para diferentes compressibilidades da formação. . 75 Figura 5.12. Volume poroso versus produção de óleo com Qinj = 400m³std/dia e Tinj = 288 °C. ... 76 Figura 5.13. Pressão em kPa após o primeiro tempo de injeção para diferentes compressibilidades da formação. ... 77 Figura 5.14. Diagrama de Pareto normalizado para o 4° ano da análise de sensibilidade 2. ... 79 Figura 5.15. Diagrama de Pareto normalizado para o 18° ano da análise de sensibilidade 2. . 80 Figura 5.16. Superfície de resposta da interação entre vazão e tempo de injeção no 4º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e duração dos ciclos = 2 anos. Np em m³std. ... 81 Figura 5.17. Superfície de resposta da interação entre vazão de injeção e duração dos ciclos no 4º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e tinj = 20 dias. Np em m³std. ... 82 Figura 5.18. Superfície de resposta entre tempo de injeção e duração dos ciclos no 4º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e Qinj = 400m³std/dia. Np em m³std. ... 83 Figura 5.19. Produção acumulada de óleo para diferentes durações da fase de injeção com %solvente = 5%, soaking = 14 dias, Qinj = 400m³std/dia e duração dos ciclos = 2 anos... 84

(15)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xiii

Figura 5.20. Comportamento da viscosidade em cP para diferentes durações da fase de injeção. ... 85 Figura 5.21. Produção acumulada líquida de óleo para diferentes tempos de soaking com Qinj = 400m³std/dia, %solvente = 5%, tinj = 20 dias e duração dos ciclos = 2 anos. ... 86 Figura 5.22. Temperatura do reservatório em °C após o primeiro soaking. ... 88 Figura 5.23. Produção acumulada de óleo para diferentes intervalos dos ciclos com Qinj = 400m³std/dia, %solvente = 5%, tinj = 20 dias, soaking = 14 dias. ... 89 Figura 5.24. Saturação de óleo, com vetores de fluxo de óleo, para os casos 406 e 246. ... 93 Figura 5.25. Diagrama de Pareto normalizado para o 4° ano do estudo da temperatura no poço. ... 95 Figura 5.26. Diagrama de Pareto normalizado para o 20° ano do estudo da temperatura no poço. ... 96 Figura 5.27. Superfície de resposta da interação entre temperatura e vazão de injeção no estudo da temperatura no poço com qualidade do vapor de 55% para o 20º ano. ... 97 Figura 5.28. Corte do reservatório com pontos de análise da temperatura no poço. Temperatura em °C. ... 98 Figura 5.29. Corte do reservatório com vista da temperatura em ºC para o início e fim da produção no 10º ciclo. ... 99 Figura 5.30. Temperatura ao longo do poço para diferentes temperaturas de injeção após o período de injeção. ... 100 Figura 5.31. Temperatura ao longo do poço para diferentes temperaturas de injeção após o período de produção. ... 102 Figura 5.32. Temperatura ao longo do poço para diferentes vazões de injeção após o período de injeção. ... 103 Figura 5.33. Temperatura ao longo do poço para diferentes vazões de injeção após o período de produção. ... 104 Figura 5.34. Comparativo nas profundidades intermediárias da temperatura do poço para diferentes vazões de injeção após o período de produção. ... 105 Figura 5.35. Temperatura ao longo do poço para diferentes qualidades do vapor após o período de injeção. ... 106

(16)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xiv

Figura 5.36. Temperatura ao longo do poço para diferentes qualidades do vapor após o período

de produção... 107

Figura 5.37. Perdas de energia no reservatório. ... 108

Figura 5.38. Comportamento do VPL com o tempo. ... 112

Figura 5.39. Comportamento do VPL para os casos mais rentáveis. ... 113

Figura A.1. Diagrama de Pareto normalizado para o 1º planejamento no 8º ano. ... 123

Figura A.2. Superfície de resposta da interação entre compressibilidade da formação e vazão de injeção no 8º ano. Np em m³std com 5% de C7 e Tinj = 288°C. ... 124

Figura B.1. Diagrama de Pareto normalizado para o 8° ano da análise de sensibilidade 2.... 128

Figura B.2. Diagrama de Pareto normalizado para o 12° ano da análise de sensibilidade 2.. 129

Figura B.3. Diagrama de Pareto normalizado para o 16° ano da análise de sensibilidade 2.. 129

Figura B.4. Superfície de resposta da interação entre vazão e tempo de injeção no 8º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e duração dos ciclos = 2 anos. Np em m³std. ... 130

Figura B.8. Superfície de resposta da interação entre vazão de injeção e duração dos ciclos no 8º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e tinj = 20 dias. Np em m³std. ... 132

(17)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xv

Figura B.9. Superfície de resposta da interação entre vazão de injeção e duração dos ciclos no 12º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e tinj = 20 dias. Np em m³std. ... 133 Figura B.10. Superfície de resposta da interação entre vazão de injeção e duração dos ciclos no 16º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e tinj = 20 dias. Np em m³std. ... 133 Figura B.11. Superfície de resposta da interação entre vazão de injeção e duração dos ciclos no 18º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e tinj = 20 dias. Np em m³std. ... 134 Figura B.12. Superfície de resposta entre tempo de injeção e duração dos ciclos no 8º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e Qinj = 400m³std/dia. Np em m³std. ... 134 Figura B.13. Superfície de resposta entre tempo de injeção e duração dos ciclos no 12º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e Qinj = 400m³std/dia. Np em m³std. ... 135 Figura B.14. Superfície de resposta entre tempo de injeção e duração dos ciclos no 16º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e Qinj = 400m³std/dia. Np em m³std. ... 135 Figura B.15. Superfície de resposta entre tempo de injeção e duração dos ciclos no 18º ano com %solvente = 5%, soaking = 14 dias e Qinj = 400m³std/dia. Np em m³std. ... 136 Figura C.1. Diagrama de Pareto normalizado para o 8° ano do estudo da temperatura no poço. ... 137 Figura C.2. Diagrama de Pareto normalizado para o 12° ano do estudo da temperatura no poço. ... 138 Figura C.3. Diagrama de Pareto normalizado para o 16° ano do estudo da temperatura no poço. ... 138 Figura C.4. Superfície de resposta da interação entre temperatura e vazão de injeção no estudo da temperatura no poço com qualidade do vapor de 55% para o 4º ano. ... 139 Figura C.5. Superfície de resposta da interação entre temperatura e vazão de injeção no estudo da temperatura no poço com qualidade do vapor de 55% para o 8º ano. ... 139 Figura C.6. Superfície de resposta da interação entre temperatura e vazão de injeção no estudo da temperatura no poço com qualidade do vapor de 55% para o 12º ano. ... 140 Figura C.7. Superfície de resposta da interação entre temperatura e vazão de injeção no estudo da temperatura no poço com qualidade do vapor de 55% para o 16º ano. ... 140

(18)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xvi

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1. Classificação do petróleo de acordo com a ANP... 7

Tabela 2.2. Critérios de escolha do método de recuperação especial... 13

Tabela 4.1. Porcentagens molares dos componentes no fluido do reservatório. ... 46

Tabela 4.2. Propriedades física do fluido. ... 47

Tabela 4.3. Porcentagens molares dos componentes no fluido do reservatório após a expansão. ... 48

Tabela 4.4. Composição do fluido do reservatório após agrupamento. ... 49

Tabela 4.5. Dados da liberação diferencial e viscosidade do fluido. ... 49

Tabela 4.6. Composição do diesel industrial ... 55

Tabela 4.7. Propriedades do reservatório utilizadas nos modelos ... 57

Tabela 4.8. Condições operacionais do modelo base. ... 58

Tabela 4.9. Custos considerados para a análise econômica. ... 60

Tabela 5.1. Variáveis de entrada do planejamento. ... 64

Tabela 5.2. Variáveis de entrada do planejamento 2. ... 78

Tabela 5.3. Dados de injeção e produção no estudo de intervalo do ciclo. ... 91

Tabela 5.4. Variáreis de entrada no estudo da temperatura no poço. ... 94

Tabela 5.5. Condições operacionais usadas na análise econômica. ... 110

Tabela 5.6. Casos analisados na análise econômica. ... 111

Tabela D.1. Detalhamento da análise econômica para o caso 181. ... 141

Tabela D.7. Detalhamento da análise econômica para o casoo 343. ... 147

(19)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xvii

LISTA DE SIGLAS

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

API – American Petroleum Institute Builder – Pre-Processing Applications CMG – Computer Modelling Group EOR – Enhanced Oil Recovery

ES-SAGD – Expanding solvent steam assisted gravity drainage IOR – Improved Oil Recovery

LASER – Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery SAGD – Steam-assisted gravity drainage

SAS – Steam Alternating Solvent

STARS – Steam, Thermal, and Advanced Proccess Reservoir Simulator

TMA – Taxa Mínima de Atratividade

VAPEX – Vapor extraction

VPL – Valor Presente Líquido

(20)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xviii

LISTA DE SÍMBOLOS

Bo – Fator volume-formação do óleo m³/m³std

CG – Capacidade do gerador ton/dia

C_cm – Custo com operação e manutenção do gerador US$/ano

C_el – Custo com elevação de fluidos US$

Cgv – Custo de aquisição do gerador de vapor US$

C_água – Custo com separação, tratamento e descarte da água produzida US$ Cóleo – Custo com separação, transporte e tratamento do óleo US$

Cp-c – Custo com perfuração e completação de poços US$

Csol – Custo com injeção de solvente US$

Cp-c, prod – Preço de perfuração e completação de um poço produtor onshore US$

Cp-c, inj – Preço de perfuração e completação de um poço injetor onshore US$

Com/t – Custo anual de operação e manutenção por tonelada de água fria

equivalente US$/ton.ano

C_sol/bbl – Preço do solvente por barril US$/bblstd

Cágua/m³std – Custo de separação, tratamento e descarte por m³std de água

produzida

US$/m³std C_el/m³std – Custo de elevação de fluidos por m³std de fluido produzido US$/m³std Cóleo/bbl – Custo de separação, tratamento e transporte do óleo por bblstd de

óleo produzido US$/bblstd

d60 60°𝐹⁄ – Densidade do óleo em relação à água nas condições padrão API

(60°F) Adimensional

∆P – Diferencial de pressão entre o poço e o raio externo atm

Fr – Fator de recuperação %

Ft – cada um dos diversos valores envolvidos no fluxo de caixa Adimensional

h – Espessura da formação cm

i – Taxa Mínima de Atratividade (TMA) %

Io – Investimento inicial do projeto US$

(21)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 xix

kh – Permeabilidade horizontal mD

k_v – Permeabilidade vertical mD

krow – Permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-água Adimensional

krw – Permeabilidade relativa à água Adimensional

µo – Viscosidade do óleo cP

n – Número total de períodos do fluxo de caixa Adimensional

η – Eficiência volumétrica do gerador %

Np – Produção acumulada de óleo STB

Pbbl – Preço do barril de petróleo US$/bblstd

Pg – Preço do gerador de vapor US$

ρo – Massa específiva do óleo g/cm³

q – Vazão de óleo cm³/s

Q_inj – Vazão de vapor injetada ton/dia

re – raio de drenagem cm

rw – raio do poço cm

R – Receitas em um projeto de injeção de vapor US$

Rs – Razão de solubilidade SCF/STB

Sl – Saturação de líquido %

Sw – Saturação de água %

V_pro− Volume de fluido produzido m³std

Vinj – Volume anual de água fria equivalente ton

V_{sol_inj} – Volume anual de solvente injetado bblstd

VPLj − Valor presente líquido de um fluxo de caixa de alternativa j US$

(22)

Capítulo 1

Introdução

(23)

Everton de Lima de Andrade, outubro/2019 2

1. Introdução

O avanço tecnológico requer fontes energéticas que sejam capazes de suprir toda a demanda de energia existente. Uma das opções, para melhor aproveitamento e, que resulte em maior eficiência na utilização dos recursos, é a realização de estudos minuciosos, que visam traçar a melhor estratégia para o desenvolvimento das técnicas. Dessa forma, é possível definir a melhor estratégia técnica e um melhor plano econômico.

De acordo com o BP Statistical Review of World Energy (2018), em 2017, as fontes energéticas, que possuem como base os combustíveis fósseis como o carvão, petróleo e gás natural, representavam aproximadamente 85% da matriz energética mundial. Sendo o petróleo o principal combustível da matriz, representando aproximadamente 45%. O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos mais versátil, já que pode ser usado, não apenas como fonte energética, mas também como matéria-prima para a confecção de diferentes produtos comuns no dia a dia, como lubrificantes, plásticos, parafinas, cosméticos, remédios, entre outros.

Segundo a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (2007), a projeção de consumo nacional de óleo para o ano de 2030 é de 191.507.000 m³std. Esse número representa um aumento de mais de 9% em relação ao volume de óleo produzido em 2017, 175.077.604 m³std, segundo dados do anuário estatístico da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) (Brasil, 2018).

Grande parte das reservas de petróleo existentes no mundo são compostas por óleo pesado (ºAPI entre 10 e 20). No Brasil, parte considerável dos reservatórios petrolíferos localizados no Nordeste possuem óleo com essa característica. Para garantir a produção de maneira adequada e eficiente do óleo pesado, é necessário o uso de métodos de recuperação avançada (QUEIROZ, 2006).

Ainda segundo QUEIROZ (2006), na recuperação de petróleo, os métodos recomendados para reservatórios em terra com óleo pesado são os térmicos, já que apresentam maiores índices de sucesso em todo o mundo, principalmente a injeção de vapor, devido à tecnologia ser amplamente dominada, à sua resposta rápida ao aumento da produção, entre outros. No Brasil, a injeção de vapor é o método de recuperação avançada mais utilizado na

(24)

extração de óleos pesados, principalmente nos estados do Rio Grande do Norte (RN), Ceará (CE) e Bahia (BA), na região nordeste.

Esses estados brasileiros também se destacam pela presença de campos maduros que necessitam de investimento e revitalização para obter maiores produções e recuperação de óleo. A injeção cíclica pode ser utilizada como alternativa, em zonas marginais que possuem acumulações de óleo pesado em pequenas áreas, pois proporciona a recuperação do valor investido rapidamente.

A injeção de vapor pode ser de maneira cíclica ou contínua. A injeção cíclica é usada para reforçar a recuperação primária ou para iniciar a produção em reservatórios. Ela é composta por três fases que constituem um ciclo, a primeira é a etapa de injeção de vapor, depois o fechamento do reservatório por um determinado tempo, conhecido como soaking, em que o calor será transmitido no reservatório e, por fim, a fase de produção, em que o poço é aberto. Assim que um ciclo é finalizado, outro tem início (ROSA, 2011).

Associados à injeção de vapor, podem-se utilizar métodos miscíveis como a injeção de solventes. Os solventes mais comuns são alguns dos componentes mais leves do óleo como C5, C7, C9 e, até mesmo, misturas como o Diesel. O deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado (ROSA, 2011).

A injeção conjunta de vapor e solvente é utilizada para redução da viscosidade do óleo e diminuição da tensão interfacial dos fluidos no reservatório. Dessa forma, pode ser vantajosa dos pontos de vista técnico e econômico, desde que estudada minunciosamente.

Um dos maiores problemas presentes em projetos de explotação de petróleo, que utilizam injeção de vapor como método de recuperação avançada, é a definição da cota de injeção. O volume de vapor injetado deve ser definido de modo a permitir não apenas a viabilidade técnica do projeto, mas também a viabilidade econômica.

Os projetos de injeção de vapor e solvente possuem sensibilidades a mudanças no mercado financeiro e dependem fortemente do custo de geração de vapor e do preço do barril de petróleo. O surgimento de crises no setor petrolífero faz com que esses parâmetros tenham grande oscilação. Algumas alternativas usadas para minimizar problemas que afetam a viabilidade econômica são realizar estudos com diferentes cenários econômicos, além de buscar

(25)

novos esquemas de injeção com custos menores e resultados similares a esquemas já conhecidos.

Assim sendo, o presente trabalho teve como objetivo geral analisar a viabilidade técnica e econômica da coinjeção cíclica de vapor e solvente, em um reservatório de óleo pesado, característico do nordeste brasileiro.

Dessa forma, os objetivos específicos foram: Analisar a influência de alguns parâmetros operacionais e do reservatório na produção acumulada de óleo; analisar a temperatura ao longo do poço e as perdas de energia no reservatório; por fim, analisar economicamente alguns casos a fim de determinar a viabilidade econômica.

Este trabalho é composto de seis capítulos, além das referências bibliográficas. Neste capítulo é apresentada a introdução, no capítulo 2 os aspectos teóricos, no capítulo 3 o estado da arte, no capítulo 4 os materiais e métodos, no capítulo 5 os resultados e discussões e no capítulo 6 as conclusões e recomendações.

(26)

Capítulo 2

Aspectos teóricos

(27)

Everton de Lima de Andrade, setembro/2019 6

2. Aspectos teóricos

Neste capítulo, são apresentados os principais aspectos teóricos que fundamentam a compreensão da dissertação de mestrado.

2.1 Petróleo

O petróleo é definido como uma mistura de compostos de ocorrência natural, que é constituído, em sua maioria, de hidrocarbonetos e, em menor quantidade, de compostos orgânicos sulfurados, nitrogenados, oxigenados e organometálicos. A alta proporção de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que os hidrocarbonetos são seus principais constituintes, podendo chegar a mais de 90% de sua composição (CAVALCANTE, 2014).

2.1.1 Classificação do óleo

A identificação do petróleo é realizada a partir de algumas propriedades físicas, como densidade relativa, teor de enxofre, e viscosidade. O valor do óleo é determinado no mercado pela sua composição e o ponto predominante é a presença de elementos leves. O teor de enxofre também influencia na valorização do óleo, geralmente quanto mais baixo o teor mais valorizado é o petróleo.

Elementos leves e baixo teor de enxofre proporcionam menores custos no refinamento do petróleo, pois esses elementos tornam o óleo mais rentável, já que os subprodutos mais valorizados do petróleo, como a gasolina, são refinados das frações leves. Frações pesadas podem sofrer processo de craqueamento para resultar em frações mais leves, porém esse processo é de elevado custo.

O óleo produzido pode ser classificado de diversas maneiras, de acordo com as características de suas propriedades físicas. Na indústria internacional de petróleo e gás, utiliza-se como padrão uma escala hidrométrica, que leva em consideração a densidade relativa do fluido em condições de pressão e temperatura pré-determinados (60°F e 14,7 psia nas unidades de campo), o grau API. Essa escala foi criada pelo American Petroleum Institute e pode ser obtida pela Equação 1:

(28)

Everton de Lima de Andrade, setembro/2019 7 °API = 141,5 d_{60 60°𝐹}⁄ - 131,5 (1) Onde:

ºAPI = grau API;

d_{60 60°𝐹}⁄ = densidade do óleo em relação à água nas condições padrão API (60°F e 14,7 psia).

De acordo com a formulação do grau API, pode-se perceber que, quanto maior o grau API, mais leve será o petróleo e maior será seu valor no mercado. Para a água, que possui densidade relativa igual a 1, o seu °API será igual a 10. Dessa forma, o óleo, que tem °API menor do que 10, é mais denso do que a água.

O petróleo pode possuir diversas classificações segundo o valor do °API. O sistema de classificação pode ser distinto de acordo com diferentes autores e até mesmo diferentes agências reguladoras de cada país. A Tabela 2.1 mostra a classificação do petróleo de acordo com a ANP.

Tabela 2.1. Classificação do petróleo de acordo com a ANP.

Classificação do óleo ᵒAPI Densidade

Leve ≥ 31ᵒ ≤ 0,87

Mediano 22ᵒ ≤ ᵒAPI < 31ᵒ 0,87 < d ≤ 0,92 Pesado 10ᵒ ≤ ᵒAPI < 22ᵒ 0,92 < d ≤ 1,00

Extrapesado < 10ᵒ > 1,00

(29)

Everton de Lima de Andrade, setembro/2019 8 2.1.2 Óleos pesados

Uma parcela considerável das reservas de petróleo do mundo corresponde a hidrocarbonetos pesados e viscosos, sendo que estes recursos respondem por quase 70% dessas reservas (Alboudwarej et al., 2006). A Figura 2.1 mostra uma estimativa do volume in place de óleo pesado e extrapesado no mundo para o ano de 2009.

Figura 2.1. Distribuição das reservas de óleo pesado e extrapesado Fonte: Modificado de PeruPetro, 2009.

Na Figura 2.1, é possível notar a grande importância que os óleos pesados e extra pesados possuem, já que podem ser encontrados em todos os continentes e em vários países. Além disso, esses tipos de hidrocarbonetos possuem valor comercial menor do que o petróleo leve, pois possuem °API menor e valor energético diferente. Assim, os estudos ligados à explotação de óleo pesado são de extrema importância, uma vez que possibilitam o avanço de

(30)

técnicas e concepção de projetos com capacidade maior de produção desses hidrocarbonetos de forma viável (RODRIGUES, 2012).

Na América do Sul e na América do Norte, podem-se destacar a Venezuela e o Canadá, que juntos possuem cerca de 5 trilhões de barris de petróleo pesado, sendo os detentores das maiores reservas desse tipo de petróleo no mundo. Segundo o BP Statistical Review of World

Energy (2018), a Venezuela é o país com maiores reservas de óleo, inclusive de óleo pesado,

graças à incorporação das reservas localizadas no cinturão do rio Orinoco. Os valores exatos das reservas venezuelanas são pontos de constantes discussões, somente em 2017 boa parte dos órgãos internacionais passaram a contabilizar os números, mas com divergências entre fontes.

No Brasil, uma parcela significativa do óleo pesado, em campos terrestres do país, é encontrada na região nordeste, destacando-se os estados do RN e CE, com destaque para a bacia potiguar. (RODRIGUES, 2012).

2.2 Mecanismos de produção

O petróleo é encontrado em rochas sedimentares, geralmente areníticas ou carbonáticas, e necessita de uma certa quantidade de energia para ser produzido. Ou seja, é preciso que o diferencial de pressão entre o reservatório e a cabeça do poço produtor seja elevado o suficiente, a fim de vencer a pressão hidrostática da coluna de fluido presente e as perdas de carga no reservatório e ao longo do poço (ROSA, 2011).

Ainda de acordo com ROSA (2011), a locomoção do fluido contido no reservatório ocorre devido a dois efeitos principais. O primeiro é a descompressão, a qual permite a expansão dos fluidos e contração do volume poroso. O outro é o deslocamento de um fluido por outro fluido, como a invasão da zona de óleo por água de um aquífero. O conjunto de fatores que promovem esses efeitos é denominado de mecanismos de produção de reservatórios.

Ao longo da vida produtiva, um reservatório pode passar por até três estágios produtivos. Geralmente, o primeiro estágio está ligado com a produção apenas pela ação da energia natural da formação. No segundo estágio, métodos de recuperação convencionais são aplicados, com o objetivo de promover manutenção de pressão e deslocamento de fluidos. Na maioria dos casos, são usados como fluido deslocante a água ou o gás (imiscível). O terceiro estágio é a utilização de métodos especiais de recuperação, como miscíveis, térmicos, químicos

(31)

e outros. De acordo com as características da rocha reservatório e dos fluidos nela contidos, um ou mais estágios são antecipados, a fim de produzir o maior volume de óleo e proporcionar o maior retorno financeiro possível (DAKE, 2014).

A recuperação primária é aplicada em uma parcela considerável dos reservatórios. Entretanto, a tendência para reservatórios novos é que o primeiro estágio produtivo seja suprimido e, desde o início da produção, seja aplicado um método de recuperação avançado a fim de maximizar a produção de hidrocarbonetos e aumentar a vida produtiva do reservatório.

Para o primeiro estágio, onde ocorre somente a recuperação primária por meio da energia natural do reservatório, existem quatro principais mecanismos:

Mecanismo de gás em solução;

Mecanismo de influxo de água ou com aquífero; Mecanismo de capa de gás;

Mecanismo de segregação gravitacional.

Além desses mecanismos, pode haver, também, a combinação de dois ou mais deles atuando ao mesmo tempo, dando origem ao mecanismo combinado. Na prática, em todos os reservatórios de petróleo, ocorre a atuação do mecanismo combinado, mas para simplificações de estudos e dimensionamentos, os mecanismos que têm pouca influência podem ser desconsiderados e os mecanismos de maior influência passam a descrever o comportamento do reservatório do ponto de vista da produção de fluidos.

2.3 Métodos de recuperação avançada

O objetivo da aplicação de métodos de recuperação avançada é aumentar a recuperação de óleo remanescente no reservatório depois da recuperação primária. Em alguns casos, esses métodos são aplicados desde o início da vida produtiva de um reservatório. Esse objetivo é alcançado ao melhorar o deslocamento microscópico do óleo ou a eficiência volumétrica de varrido. A eficiência de deslocamento do óleo é aumentada pelo decréscimo da sua viscosidade (métodos térmicos) ou pela redução das tensões interfaciais (métodos químicos e miscíveis). A eficiência volumétrica de varrido é aumentada com a elevação da viscosidade do fluido deslocante (injeção de polímeros) ou com a redução da viscosidade do fluido deslocado (injeção de vapor) (RODRIGUES, 2012).

(32)

Os métodos de recuperação foram idealizados para se obter uma produção superior a aquela que se obteria, caso apenas a energia primária do reservatório fosse utilizada. Os métodos especiais se subdividem em métodos térmicos, químicos, miscíveis, entre outros, como mostra a Figura 2.2 (THOMAS, 2001).

Figura 2.2 Métodos de recuperação de petróleo. Fonte: Autor, 2019.

2.3.1 Métodos especiais

Segundo Barillas (2008), os métodos especiais de recuperação surgem da necessidade de aumentar a vida útil de um reservatório e, consequentemente, o lucro do processo. Além disso, é utilizado, muitas vezes, quando a recuperação por métodos convencionais é pouco vantajosa. Esses métodos envolvem um agente externo, que pode ajudar a diminuir a viscosidade do petróleo, a melhorar os canais porosos, a diminuir a tensão interfacial entre os fluidos ou aumentar a mobilidade do óleo que será produzido, podendo abranger métodos

(33)

térmicos (injeção de vapor, injeção de água quente, aquecimento eletromagnético ou combustão

in situ), químicos (injeção de surfactantes ou injeção de polímeros), miscíveis (injeção de CO2,

solvente ou nitrogênio) ou microbiológicos.Existem ainda métodos de recuperação que são uma combinação dos métodos descritos.

A Tabela 2.2 apresenta os critérios para escolha do método de recuperação especial. Estes critérios são baseados em dados de campo limitados, portanto, um reservatório candidato para um ou mais métodos de recuperação não deve ser descartado caso não atenda a um ou dois critérios.

(34)

Tabela 2.2. Critérios de escolha do método de recuperação especial.

Características do reservatório

Métodos térmicos Métodos químicos Métodos miscíveis

Injeção de vapor Combustão in situ Polímeros Surfactantes Alcalinos Hidrocarbonetos e CO2

Densidade do óleo, °API 10 a 34 10 a 35 - - <30 >25

Viscosidade do óleo, cP <15000 <5000 <150 <100 <100 <10

Profundidade, ft (m) <5000

(1524) - - - - >2500 (762)

Espessura da zona de óleo, ft (m) >15

(4,57) >10 (3,05) - - - -

Temperatura, °F (°C) - - <250 (121) <250 (121) <200

(93) <250 (121)

Permeabilidade média, mD >10 >10 >10 >10 >10 -

Salinidade da água da formação, ppm - - <200.000 <200.000 <200.000 -

Porosidade >0,15 >0,15 - - - -

Saturação de óleo - - >0,40 0,20-0,35 - >0,20

Saturação de óleo x porosidade >0,08 >0,08 - - - -

Pressão estática, psia (atm) <2000 <4000 - - - >1200

(35)

2.3.1.1 Métodos térmicos

Os métodos térmicos viabilizaram a produção de óleo pesado em campos considerados não comerciais pelos métodos convencionais de recuperação. A injeção de vapor, em particular, veio a se consagrar ao longo dos anos e é hoje uma das principais alternativas economicamente viáveis para o aumento da recuperação de óleos pesados (QUEIROZ et al., 2005).

Nos métodos térmicos, onde se injeta fluido quente no reservatório, a matéria prima utilizada para geração de calor na superfície é a água. Ela pode ser aquecida até a temperatura de vapor ou convertida para vapor. Ao atingir a temperatura de ebulição, o contínuo fornecimento de calor converte mais água para a fase de vapor. A fração em peso de água convertida para vapor é chamada de qualidade do vapor. Depois de atingir a qualidade de 100%, um posterior fornecimento de calor novamente aumenta a temperatura, produzindo vapor superaquecido (GALVÃO, 2008).

O principal mecanismo de atuação dos métodos térmicos é a redução da temperatura do óleo. A Figura 2.3 representa o comportamento da viscosidade de três diferentes óleos com o aumento da temperatura.

Figura 2.3. Viscosidade para diferentes tipos de óleo em função da temperatura. Fonte: modificado de reliabilityweb.com, 2016.

(36)

De acordo com a Figura 2.3, pode-se notar que a viscosidade é reduzida com o aumento da temperatura. Há redução mais significativa para temperaturas mais baixas. À medida que a temperatura aumenta, a redução na viscosidade é menor. Logo, é vantajoso aquecer o fluido até um certo limite de temperatura, já que o processo de aquecimento até altas temperaturas é de custo elevado. Óleos com °API menor, geralmente, são mais viscosos.

Segundo Rosa (2011), a justificativa para aumento da recuperação de óleo com a utilização de métodos térmicos pode ser observada na Lei de Darcy para fluxo radial horizontal, regime permanente e fluido incompressível, Equação (2), que afirma que o fluxo de fluidos na rocha reservatório é inversamente proporcional à viscosidade.

q = − 2∙π∙k∙h∙∆P

Bo.μo∙ln_rwre (2)

Onde:

q = vazão de óleo em cm³/s;

k = permeabilidade absoluta da formação em D; h = espessura da formação em cm;

∆P = diferencial de pressão entre o poço e o raio externo em atm; Bo = Fator volume-formação do óleo (m³/m³std)

μo = viscosidade do óleo em cP; re = raio de drenagem em cm; rw = raio do poço em cm.

2.3.1.1.1 Injeção Contínua de vapor

A injeção de vapor é o método de recuperação especial térmico mais utilizado em todo o mundo, sendo, também, o método térmico em que há um maior número de estudos divulgados e, consequentemente, maior conhecimento sobre o processo de atuação. A injeção pode ocorrer em poços verticais ou horizontais. Ela, ainda, pode ser de maneira cíclica ou contínua.

(37)

No Brasil, a injeção de vapor é o método térmico mais utilizado, devido à presença de muitos campos de óleo pesado. O volume original de óleo envolvido com esse processo excede os 5 bilhões de barris, dos quais 30% estão acumulados em reservatórios da bacia potiguar, ou seja, nos estados do CE e RN (RODRIGUES et al., 2009).

A injeção de vapor, como método de recuperação de óleo pesado, tem sido utilizada por muitos anos em campos localizados em países como Estados Unidos, Canadá, Brasil e Venezuela. Este processo envolve a injeção de vapor proveniente de um poço injetor vertical que arrasta o óleo até um poço produtor (BARILLAS, 2008).

Nesse processo, o vapor é injetado continuamente em um ou mais poços verticais, denominados poços injetores, e o óleo é empurrado para os poços produtores, como pode ser observado na Figura 2.4. Como esse processo requer poços injetores e produtores, uma maior área dentro do reservatório é abrangida, obtendo-se altas recuperações do óleo. Os fatores de recuperação de óleo podem chegar a 50% ou mais. Apesar de altas recuperações serem obtidas, a eficiência térmica nesse processo é menor que na injeção cíclica de vapor (FAROUQ ALI, 2002; NASR E AYODELE, 2005).

Figura 2.4. Esquema da injeção contínua de vapor. Fonte: Silva, 2009.

Os métodos de injeção contínua e cíclica de vapor são frequentemente combinados. Inicialmente a injeção cíclica é utilizada para gerar receita a ser utilizada no desenvolvimento da injeção contínua, além de pagar os custos operacionais com a perfuração dos poços e completaç~qao, já que é um método que proporciona retorno rápido. De acordo com Briggs et

(38)

al (1987), se for necessário produzir óleos muito viscosos, a estimulação cíclica é essencial para se obter comunicação de fluxo entre poços injetores e produtores. A comunicação pode ser estabelecida através da criação de fraturas próximo aos poços, a qual pode ser feita pela injeção de vapor a uma pressão suficientemente elevada, superior ao gradiente de fratura da rocha.

2.3.1.1.2 Injeção cíclica de vapor

Segundo Galvão (2008), o processo consiste na injeção de vapor à alta pressão e temperatura. A elevada pressão de injeção dilata ou fratura o reservatório, enquanto que a alta temperatura auxilia na redução da viscosidade do óleo. A depender da espessura da formação, tanto poços verticais, quanto horizontais, podem ser utilizados.

Em muitos casos, a injeção cíclica de vapor é utilizada com o objetivo de conseguir receita de forma rápida para a futura implantação de projetos de injeção contínua, já que a injeção contínua exige geradores de vapor robustos e, consequentemente, investimentos maiores. A injeção cíclica também atua com o efeito de uma estimulação, pois proporciona a remoção de dano próximo ao poço. Dessa maneira, os fluidos conseguem deslocar-se com maior facilidade ao longo do reservatório (ROSA, 2011).

A injeção cíclica consiste, basicamente, de três etapas: período de injeção de vapor, período de soaking e período de produção, como mostrado na Figura 2.5. Na etapa de injeção, o vapor é injetado no poço por um determinado período (dias ou até semanas). No período de

soaking, o poço permanece fechado por alguns dias, para o calor ser transferido à formação. No

período de produção, o poço utilizado para injeção é equipado para produzir o óleo aquecido. Os ciclos podem ser repetidos por um determinado período, enquanto for economicamente viável. Geralmente, os ciclos duram de 1 a 3 anos. (GALVÃO, 2008).

(39)

Figura 2.5. Esquema da injeção cíclica de vapor. Fonte: Adaptado de http://saveourshoals.com/

No início, o óleo é produzido em vazões altas e depois, essas vazões começam a diminuir rapidamente, à medida que novos ciclos de produção iniciam. O ciclo pode ser repetido depois de um período de tempo, enquanto for economicamente rentável. Este processo tem como principal vantagem o retorno rápido durante o período de produção. O fator de recuperação do óleo nesse processo pode estar entre 10 e 20 % do volume original de óleo (FAROUQ ALI, 2002).

A resposta à injeção cíclica varia consideravelmente com o tipo de reservatório. Para estruturas espessas ou muito inclinadas, a drenagem por gravidade é dominante e, por isso, muitos ciclos são possíveis. Já para reservatórios pouco inclinados, onde o mecanismo de produção é o gás em solução, a energia do reservatório é rapidamente esgotada, limitando o

(40)

número de ciclo de injeções. Independentemente do tipo de reservatório, a injeção cíclica, geralmente, torna-se menos eficiente à medida que o número de ciclos aumenta (ROSA, 2011).

2.3.1.2 Métodos Miscíveis

Trata-se de métodos que proporcionam o deslocamento miscível do óleo, ou seja, sem uma interface definida entre o fluido deslocante e o deslocado. Esse processo atua com a redução das forças capilares e interfaciais que retêm o óleo na rocha reservatório.

Segundo Galvão (2008), a propriedade dos fluidos responsável por essa habilidade é a chamada miscibilidade. Dois ou mais fluidos são ditos miscíveis se, misturados em quaisquer proporções, produzem um sistema homogêneo, ou seja, composto de uma única fase. Excetuando-se a possibilidade de transformações químicas no processo de mistura, todos os gases são miscíveis entre si. Contudo, a miscibilidade entre dois líquidos depende da sua semelhança química e das condições de pressão e temperatura.

Os processos de deslocamento miscível envolvem a injeção de um fluido deslocante que é miscível com o óleo bruto, isto é, forma uma fase simples quando misturado em todas as proporções. As condições de miscibilidade vão se desenvolvendo in situ através da alteração na composição do fluido injetado ou do óleo cru à medida que o fluido se move no reservatório (GREEN e WILLHITE, 1998). Logo, nos métodos miscíveis, os fluidos deslocantes geralmente utilizados são hidrocarbonetos solventes, CO2, gases de combustão, nitrogênio e até mesmo misturas.

Esses métodos podem ser convenientemente classificados em Miscível ao Primeiro Contato (MPC) ou Miscível a Múltiplos Contatos (MMC), dependendo da maneira como a miscibilidade é desenvolvida. Nos processos MMC, por exemplo, o óleo e o solvente injetado não são miscíveis ao primeiro contato em condições de reservatório. De fato, o processo depende de modificações na composição do óleo ou do solvente injetado, de tal sorte que os fluidos vão se tornando miscíveis à medida que o solvente se move no reservatório (GALVÃO, 2008).

Em um processo de deslocamento imiscível, como a injeção de água, a eficiência de deslocamento microscópico geralmente é muito menor que a unidade. Parte do óleo bruto varrido pelo fluido deslocante está presa como gotas isoladas, dependendo da molhabilidade.

(41)

Quando esta condição é alcançada, a permeabilidade relativa ao óleo é reduzida e a injeção continuada do fluido deslocante não é efetiva, uma vez que o fluido simplesmente flui em torno do óleo preso. Este não se move devido às forças capilares, que impedem sua deformação e a passagem através do meio poroso (GREEN e WILLHITE, 1998).

Segundo Green e Willhite (1998), no deslocamento, a mistura conduz ao desenvolvimento de um banco só de óleo seguido por outro, que é rico em óleo na extremidade dianteira e rico em solvente na parte de trás. À medida que o deslocamento prossegue, o banco de óleo continua a crescer, e o óleo é deslocado através do reservatório contanto que a integridade da injeção do solvente seja mantida; isto é, contanto que o banco de fluido deslocante seja miscível com o óleo. O resultado da eficiência de deslocamento microscópico é muito maior do que para processos imiscíveis.

Na prática, solventes que são miscíveis com o óleo bruto são mais caros que fluidos convencionais como água ou gás, assim a quantidade de solvente injetado é relativamente pequena por razões econômicas. Logo, uma injeção primária de solvente pode ser seguida por um grande volume de um fluido menos caro, como mostra a Figura 2.6.

(42)

Figura 2.6. Deslocamento miscível.

Fonte: Adaptado de https://www.researchgate.net/figure/Nitrogen-miscible-displacement_fig4_282393049

Vários gases e líquidos são adequados para o uso como agentes de deslocamento miscível. Estão incluídos hidrocarbonetos de baixo peso molecular, misturas de hidrocarbonetos, CO2, nitrogênio ou uma mistura destes. A aplicação particular depende da pressão do reservatório, temperatura e composições do óleo bruto e do fluido injetado (GREEN e WILLHITE, 1998).

Na injeção de vapor com solvente, tem-se a combinação de um método térmico (injeção de vapor) com um método miscível (injeção de solvente). No Brasil, a Petrobras tem utilizado este método em alguns de seus campos terrestres de óleo pesado. Outras empresas também têm

(43)

utilizado a injeção de solvente em combinação com a injeção de vapor para a produção de óleos pesados e extrapesados (ROSA, 2011).

2.3.1.3 Injeção de vapor e solvente

A injeção de vapor pode ser combinada com injeção de solvente de modo a obter um processo em que o potencial de cada método seja aproveitado de maneira a elevar a produção de óleo. A injeção de solvente pode ser feita como adição (em forma líquida) junto à cabeça do poço durante a injeção de vapor, nas mesmas condições do vapor (coinjeção) ou em bancos separados do vapor (injeção alternada).

Na injeção do solvente nas mesmas condições do vapor (coinjeção) ou em condições diferentes de estado (adição em forma líquida) o mecanismo de interação é praticamente igual, pois no caso de injeção de solvente vaporizado, parte dele pode condensar no caminho até o reservatório e no caso da injeção do solvente em forma líquida, devido ao seu baixo peso molecular, ele se vaporiza facilmente em contato com o vapor que está à uma elevada temperatura.

Há alguns métodos de recuperação avançada que utilizam injeção de vapor e solvente. A geometria dos poços é de grande influência no funcionamento de cada método.

2.3.1.3.1 Adição de líquido ao vapor para recuperação avançada (LASER)

Esse método, em Inglês: Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER), trata-se da aplicação da injeção de vapor e solvente de maneira cíclica. O primeiro teste ocorreu em Cold Lake, Canadá, por meio da avaliação da tecnologia em estudo de laboratório e em modelagem física 3D.

O piloto de campo foi aplicado no ano de 2002, também na região de Cold Lake. A empresa responsável foi a Imperial Oil Resources, braço canadense da ExxonMobil. Os resultados foram animadores, apresentando melhora de 33% na razão óleo vapor (ROV) e recuperação de 66% do solvente usando razão volumétrica diluente-vapor de 6% (LÉAUTÉ, 2002).

(44)

O processo é semelhante à injeção cíclica comum, a principal diferença na parte operacional – primeiro estágio – é que o vapor é injetado e uma pequena porcentagem de solvente, em forma líquida, é adicionada à injeção. Após a injeção, o poço é fechado para transmissão do calor no reservatório, estágio 2. Por fim, o poço é aberto para produção, estágio 3. A Figura 2.7 descreve as etapas do LASER.

Figura 2.7. Estágios do LASER. Fonte: Adaptado de Stark, 2013.

No processo, o solvente adicionado é vaporizado no início da injeção no reservatório. O solvente é transportado com o vapor para dentro do reservatório até uma porção significante do vapor e do solvente condensar ao longo das margens frias do reservatório. O solvente atua na diminuição das forças capilares e interfaciais e o vapor na diminuição da viscosidade do óleo,

(45)

assim, o óleo pode mover-se com mais facilidade no reservatório. Atrás da frente de solvente e água quente, vem um banco de vapor e solvente vaporizado. O período de soaking é importante para dar tempo necessário para atuação dos mecanismos de diminuição das forças capilares e interfaciais e da redução da viscosidade A Figura 2.8 ilustra o que foi descrito.

Figura 2.8. Modelo Conceitual do LASER. Fonte: Adaptado de Stark, 2013.

Após os testes em campo, o LASER foi utilizado em escala comercial. Stark (2013) apresenta os resultados da aplicação comercial do LASER, após a aplicação no piloto de campo, em Cold Lake. O processo demonstrou, em larga escala, o sucesso da adição de solvente como maneira de incrementar a eficiência térmica da produção de óleo pesado. Além disso, para o projeto de Cold Lake, foi desenvolvido um sistema modificado dos sistemas comuns para elevar a recuperação do diluente injetado.

(46)

O processo de recuperação de solvente expandido por drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor, um solvente ou mistura é injetada com o vapor em um processo híbrido. A Figura 2.9 descreve o processo em que o processo é dominado pela gravidade, semelhante ao processo SAGD.

Figura 2.9. Esquema do processo ES-SAGD. Fonte: Adaptado de Nasr e Ayodele, 2005.

O solvente é selecionado de tal maneira que ele se condense nas mesmas condições da fase água. Ao selecionar o hidrocarboneto solvente desta forma, ele se condensará juntamente com o vapor no contorno da câmara. Neste processo, o solvente é injetado com o vapor em uma fase vapor. O solvente condensado em torno da interface da câmara de vapor dilui o óleo e reduz sua viscosidade (GALVÃO, 2008).

2.3.1.3.3. Processo híbrido de solvente térmico

O processo foi desenvolvido em Alberta no Canadá. Consiste na injeção de solvente com a adição de uma pequena quantidade ou a injeção de solvente com aquecimento eletromagnético. Uma pequena quantidade de vapor é injetada ao invés de uma pequena quantidade de solvente que ocorre comumente.

O calor introduzido serve para estabilizar a comunicação entre os poços injetores e produtores e acelerar a difusão do solvente com o óleo nas extremidades da câmara de vapor, favorecendo a diluição do óleo. A viscosidade do óleo diluído é então reduzida e ele flui para o

(47)

poço produtor localizado na porção inferior da câmara, como mostra a Figura 2.10. À medida que o óleo diluído drena em direção ao poço produtor, o solvente vaporizado é expulso do óleo pelo vapor e acaba retornando para a câmara, onde mobilizará mais óleo (GALVÃO, 2008).

Figura 2.10. Esquema do Processo híbrido de solvente térmico. Fonte: Adaptado de Frauenfeld, 2006.

2.3.1.3.4. Extração com solvente (VAPEX)

O processo consiste na injeção de solvente vaporizado em reservatórios de betume. O óleo pode ser diluído pelo solvente e drena por gravidade para o poço produtor, semelhante ao SAGD, como ilustra a Figura 2.11.

Pesquisas têm mostrado que este processo possui uma alta eficiência energética, é favorável do ponto de vista ambiental, melhora a qualidade do óleo produzido e requer um menor capital de investimento quando comparado com o SAGD. A aplicabilidade do VAPEX

(48)

pode ainda ser superior ao SAGD em reservatórios delgados, reservatórios influenciados por aquíferos, operações “offshore” etc. (DAS, 1998).

Figura 2.11. Esquema do processo de VAPEX. Fonte: Adaptado de Ayub & Tuhinuzzaman, 2007.

2.3.1.3.5. Injeção alternada de vapor e solvente (SAS)

Este processo procura combinar as vantagens do SAGD e do VAPEX para minimizar o consumo de energia por unidade de óleo recuperada. As configurações básicas de poço são as mesmas do processo SAGD, um poço injetor horizontal e um poço produtor paralelo situado abaixo dele (ZHAO, 2004).

O processo SAS diferencia-se dos demais processos, pois ocorre a injeção pura de vapor no início da operação, posteriormente injeção de solvente e, novamente injeção de vapor. O processo se repete até um limite econômico.