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TÍTULO: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE NA RECUPERAÇÃO QUÍMICA DE PETRÓLEO PELO MÉTODO ASP ATRAVÉS DA SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE FLUXO
TÍTULO:
CATEGORIA: CONCLUÍDO CATEGORIA:
ÁREA: ENGENHARIAS E ARQUITETURA ÁREA:
SUBÁREA: ENGENHARIAS SUBÁREA:
INSTITUIÇÃO: UNIVERSIDADE SANTA CECÍLIA INSTITUIÇÃO:
AUTOR(ES): RAFAELA FLORENCIO DE ATHAYDE AUTOR(ES):
ORIENTADOR(ES): ANDERSON DO NASCIMENTO PEREIRA ORIENTADOR(ES):
1.RESUMO
O método álcali-surfactante-polímero, ASP, é um método de recuperação avançada de petróleo que consiste na injeção de uma solução aquosa contendo álcali, surfactante sintético e polímero. Este método visa o incremento da eficiência de deslocamento a partir da utilização de substâncias alcalinas e surfactantes, e a redução de razão de mobilidade devido à ação do polímero. Desta forma, espera-se aumentar a produção com maior mobilização do óleo móvel e a ação química na redução do óleo residual presente no meio poroso.
O objetivo do trabalho é realizar um estudo de sensibilidade da composição da solução injetada e da variação de parâmetros de adsorção dos produtos químicos injetados durante a recuperação ASP de forma a investigar o impacto destas variações na produção final de petróleo. Para isto utilizou-se o software STARS da empresa CMG para a simulação numérica de fluxo dos modelos estudados. Os resultados obtidos indicam que quando a composição dos produtos químicos na golfada principal é alterada, a sinergia entre os componentes do ASP pode ser confirmada, pois quando estão em conjunto apresentam maior recuperação de óleo em comparação à injeção de apenas surfactante, de apenas polímero, de apenas água ou ainda sem injeção. Além disso, a análise de sensibilidade nos parâmetros de adsorção constatou que a escolha adequada dos produtos químicos utilizados na injeção impacta significativamente na produção, ou seja, quando o surfactante ou polímero apresenta baixa adsorção na rocha, a eficiência do seu mecanismo melhora aumentando o volume de óleo recuperado e diminuindo os gastos com a compra de um maior volume de produtos químicos para alcançar o fator de recuperação esperado.
2. INTRODUÇÃO
Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser organizados em quatros grupos: térmicos, químicos, miscíveis e outros. Cada uma dessas categorias contém uma variedade de sistemas de injeção e de fluidos de injeção. Segundo Ahmed e Meehan (2012), o método químico compreende processos que envolvem interação química entre o fluido injetado e o fluido de reservatório. A injeção de polímeros, injeção de solução de tensoativos (surfactantes), injeção de
microemulsão, injeção de solução alcalina e a injeção combinada polímero-surfactante-alcalina (ASP) são alguns exemplos desse método.
O método ASP é um dos métodos químicos de recuperação avançada desenvolvido na década de 1980 pela empresa Surtek, nos Estados Unidos. É utilizada uma solução aquosa contendo substâncias químicas, cujo comportamento assemelha-se à injeção de solução miscelar (mecanismo dos surfactantes) em termos de eficiência de deslocamento, porém com um custo inferior. O ASP visa a eficiência de deslocamento a partir das substâncias alcalinas e surfactantes, e a redução de razão de mobilidade devido à ação do polímero (ROSA et al., 2006).
De acordo com Sheng (2013), a sinergia observada na aplicação do método é decorrente dos mecanismos de atuação de cada produto químico. A injeção de polímero, por exemplo, é usada para melhorar a razão de mobilidade com o aumento da viscosidade da água injetada e consequentemente melhorar o varrido do óleo móvel. Já o principal mecanismo da injeção de surfactante é a redução da tensão interfacial o que afeta o número capilar, grandeza inversamente proporcional à tensão. O número capilar é definido como a razão da viscosidade pela força de tensão interfacial. A redução da tensão interfacial e consequente aumento da capilaridade resultam na redução da saturação de óleo residual.
No processo de injeção de fluidos alcalinos, a substância alcalina que se adiciona à água, em geral soda cáustica, tem a finalidade de reagir com certos ácidos orgânicos presentes em alguns óleos, produzindo dentro do próprio reservatório a substância tensoativa chamado de soap para diferenciá-lo do surfactante sintético injetado, mas, no geral, ambos apresentam o mesmo comportamento. Desta maneira, a geração de surfactante in situ, que possui o mesmo mecanismo de ação do surfactante sintético, diminui o custo com surfactantes e corrobora para a viabilidade econômica do projeto.
Durante a seleção de um surfactante mais adequado para uma determinada aplicação do método ASP, o principal fator para o sucesso econômico da operação é minimizar a perda do surfactante por adsorção. Vários fatores podem influenciar na extensão da adsorção de diferentes surfactantes, tais como: tipo de rocha, molhabilidade, uso efetivo de polímero e tipo de surfactante utilizado iônico ou não-iônico (GUELFI, 2007).
A adsorção de surfactantes sintéticos e soap (tensoativos) decorre do resultado da atração entre as moléculas de surfactante e as superfícies minerais. Estas atrações podem ser devido às interações eletrostáticas, interações de Van der Waals e pontes de hidrogênio. Muitos surfactantes se adsorvem na superfície sólida devido às interações eletrostáticas entre os sítios carregados na rocha e a carga da cabeça polar dos surfactantes iônicos, por exemplo. É necessário conhecer o limite dessa adsorção através dos dados de equilíbrio que normalmente são relacionados nas isotermas de adsorção. As isotermas de adsorção relacionam a quantidade de material adsorvido em relação à pressão parcial no caso de um gás ou a concentração no caso de um líquido (GUELFI, 2007).
A simulação numérica é um dos métodos empregados na engenharia de petróleo para prever o comportamento produtivo de um reservatório sob diferentes estratégias de produção. Ela permite a obtenção de dados que são usados no gerenciamento da produção, de modo que possam ser buscadas as melhores condições de produção. Diferentes simuladores de reservatórios comerciais podem ser utilizados para a simulação de fluxo quando aplicado processos mais complexos de recuperação avançada. Um simulador disponível para esta análise é o STARS, software pertencente à empresa CMG (Computer Modelling Group LTD). Esse simulador utiliza um tratamento matemático composicional, que é o mais adequado à simulação dos modelos que utilizam métodos químicos.
3. OBJETIVO
O objetivo do trabalho é investigar o impacto da composição de injeção e dos parâmetros de adsorção com a rocha reservatório na recuperação química ASP de petróleo.
4. METODOLOGIA
Foram realizadas pesquisas bibliográficas exploratórias para o entendimento dos mecanismos físico-químicos envolvidos no método ASP e foi utilizado o software de simulação numérica STARS (CMG) para o estudo de sensibilidade da composição de injeção e da adsorção na rocha dos produtos injetados na recuperação final de óleo.
5. DESENVOLVIMENTO
O modelo de simulação utilizado foi o template disponibilizado pela CMG que trata da Injeção Polímero-Micelar em um reservatório estocástico, que visa a mobilização do óleo residual. O modelo utilizado é apresentado na Figura 01 em vista bidimensional e tridimensional que apresenta também o diagrama ternário de saturações após 30 anos de produção com injeção de água e a localização dos quatro poços produtores e um poço injetor.
Todos os componentes da corrente de injeção estão em fase aquosa, exceto o óleo e são eles: água, polímero, surfactante e óleo. Os efeitos da viscosidade do polímero usado na injeção, foram calculados pela regra da mistura não-linear. Adotou-se a pressão inicial de 4136,85 kPa e temperatura de 97,22 ºC, e em relação às condições de superfície adotou-se a pressão de 101,35 kPa e temperatura de 21,11 ºC.
O cronograma de injeção adotado inicia com um pré-tratamento de um ano de injeção de água com o propósito de acondicionar o reservatório para receber os fluidos de injeção. A injeção de água seguiu-se por 30 anos e, ao final da injeção de acondicionamento, ocorre a injeção da golfada de polímero e surfactante por um ano. Em seguida injeta-se por dois anos uma solução polimérica concentrada (denominada como “drive”) e depois outra solução polimérica (denominada como
Figura 01: Modelo de simulação da injeção ASP Fonte: Simulador CMG - STARS
“taper”) de menor concentração (metade da concentração da primeira). Por fim, injeta-se água por mais dez anos, retornando a produção pelo método de injeção convencional de água.
Para a análise do impacto da variação das concentrações dos componentes de injeção na produção de óleo foram estudados cinco cenários de diferentes composições de injeção listados na Tabela 1.
Tabela 1 – Composição percentual dos componentes nos modelos de injeção.
Modelos de
Injeções Pré-flush
Golfada Polímero
Surfactante Polímero Drive Polímero Taper Injeção de Água
Injeção ASP 100% de água 96,78% de água 0,08% de polímero 3,14% de surfactante 99,92% de água 0,08% de polímero 99,96% de água 0,04% de polímero 100% de água Injeção Água 100% de água 100% de água 100% de água 100% de água 100% de água Injeção Polímero 100% de água 99,92% de água 0,08% de polímero 99,92% de água 0,08% de polímero 99,96% de água 0,04% de polímero 100% de água Injeção Surfactante 100% de água 96,86% de água 3,14% de surfactante 100% de água 100% de água 100% de água Sem Injeção 0 0 0 0 0
Os cinco cenários expostos na Tabela 1 são: i) injeção ASP conforme cronograma anteriormente descrito; ii) injeção apenas de água, dando continuidade ao método de injeção convencional já aplicado por 30 anos; iii) injeção apenas de polímero mantendo a proporcionalidade de água injetada na mistura já modelada; iv) injeção apenas do surfactante, utilizando apenas água como tampão de mobilidade para avaliar a ausência da injeção polimérica, e por fim; v) nenhuma injeção.
Outro estudo de sensibilidade foi conduzido com alteração da adsorção dos componentes polímero e surfactante junto à rocha. Este procedimento é realizado estabelecendo diferentes valores para o parâmetro no simulador numérico de fluxo referente a especificação da máxima quantidade de matéria adsorvida por unidade de massa de rocha (gmol/kg). Desta forma, foram simulados três modelos: adsorção nula de polímeros, adsorção nula de surfactantes e adsorção nula de polímeros e surfactantes. Os resultados dos estudos de sensibilidade estão apresentados e discutidos a seguir.
6. RESULTADOS E DISCUSSÕES
De acordo com a Figura 2, foram identificados diferentes comportamentos da produção acumulada de óleo final até o ano de 2030 nos cenários estudados. Com a simulação do modelo disponível, foram obtidos diferentes resultados de produção acumulada de óleo variando a composição da corrente de injeção. A maior produção acumulada de óleo (curva vermelha) foi alcançada com a injeção da solução ASP, aproximadamente 111.000 m3 de óleo e a menor produção (curva lilás) foi obtida no cenário sem injeção especial, produzindo um volume em torno de 636 m3. Devido à maturidade do campo, a saturação do óleo no início da injeção ASP já se encontrava baixa e consequentemente, sem o auxilio do método químico, a produção adicional se mostra muito baixa.
Já as curvas de produção acumulada com modificação das concentrações dos químicos na golfada principal em que se manteve a mesma concentração de água, porém variando o químico, como nos exemplos dispostos em que são injetados apenas surfactante em solução aquosa (curva verde) e apenas solução polimérica (curva azul), é evidenciada a sinergia dos mecanismos combinados. Pois
ao injetar-se a golfada contendo os dois químicos (curva vermelha) percebe-se aumento significativo na produção do que injetá-los isoladamente obedecendo às devidas proporções.
Com o prolongamento da injeção de água, a produção acumulada adicional de óleo atinge o valor aproximado de 41.000 m3 de óleo, o que significa que para as condições adotadas a manutenção do método convencional de injeção de água resulta numa produção acumulada três vezes menor quando comparado ao cenário que adota o método químico ASP.
Figura 02 - Curvas de Produção Acumulada de Óleo com a variação da composição de injeção Fonte: Autoria Própria
Com o método ASP é observado um aumento significativo na produção acumulada (curva vermelha) a partir do ano de 2017 onde é iniciada a injeção da primeira golfada do tampão de polímero (“drive”) que tem a função de varrer o reservatório com sua alta viscosidade.
O estudo de sensibilidade desenvolvido com a variação da adsorção dos produtos químicos injetados confirma que quando um produto é escolhido adequadamente e quando apresenta baixa adsorção no meio poroso, um impacto positivo é alcançado na recuperação acumulada de petróleo. Os valores de adsorção utilizado no modelo base eram de 0,1336 gmol/kg de rocha para o surfactante e 0,2800 gmol/kg de rocha para o polímero. Assim, ajustou-se este valor
para próximo a zero para simular baixa adsorção de polímero, de surfactante e dos dois produtos simultaneamente.
O reflexo dessas variações da adsorção pode ser observado nas curvas de produção acumulada apresentadas na Figura 03. A curva de produção do modelo de injeção de ASP com baixa adsorção do polímero e do surfactante apresenta o maior volume de óleo recuperado próximo a 150.000 m3. Os resultados mostram que no cenário estudado, a adsorção do polímero mostra um maior impacto na recuperação.
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Para aplicação do método ASP é fundamental o estudo de caracterização do reservatório, dos fluidos nele presentes além do conhecimento dos fenômenos físico-químicos que ocorrem no meio poroso que dependem de muitos fatores como composição do óleo, composição da água, mineralogia da rocha, temperatura e pH.
Os resultados da simulação numérica deste estudo demonstram as vantagens da utilização do método químico ASP para o aumento do fator de recuperação quando comparado às injeções somente com surfactante ou com polímero.
Figura 03 - Curvas de Produção Acumulada de Óleo com a variação da adsorção dos produtos injetados
Os resultados do estudo de sensibilidade envolvendo a adsorção dos produtos injetados mostram que a escolha correta do produto químico utilizado na injeção passa necessariamente pela avaliação do seu comportamento adsortivo. Para esta avaliação é importante contar com dados históricos, testes de laboratório e teste piloto. A baixa adsorção dos produtos e o consequente aumento da eficiência da sua ação química colaboram para a economicidade do projeto através da diminuição de custos e da maior mobilização do óleo móvel e do óleo residual que aumenta a recuperação final de óleo.
8. FONTES CONSULTADAS
Ahmed, T.; Meehan, D.N. Advanced Reservoir Management and Enginneering. Gulf Professional Publishing, ed.02, USA, 2012.
Guelfi, L. Estudo de Adsorção para Purificação e Separação de Misturas na Indústria Petrolífera. UFPR, Curitiba, Fevereiro, 2007.
Rosa, A. J.; Carvalho, R.S.; Xavier, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2006.
Sheng, J.J. A Comprehensive Review of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding. Society of Petroleum Engineers. SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting 2013 Joint Technical Conference, Monterey - California, Abril 2013. DOI http://dx.doi.org/10.2118/165358-MS
