UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
VICTOR AUGUSTO KOLHS CATTANI
AVALIAÇÃO DE BANCOS DE GRADAÇÃO
VISCOSA NA INJEÇÃO DE POLÍMEROS PARA
A RECUPERAÇÃO DE ÓLEO PESADO
CAMPINAS
2018
VICTOR AUGUSTO KOLHS CATTANI
AVALIAÇÃO DE BANCOS DE GRADAÇÃO
VISCOSA NA INJEÇÃO DE POLÍMEROS PARA
A RECUPERAÇÃO DE ÓLEO PESADO
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de Reservatórios e Gestão.
Orientador: Profa. Dra. Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno
Este exemplar corresponde à versão final da Dissertação defendida pelo aluno Victor Augusto Kolhs Cattani e orientada pelo Profa. Dra. Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno.
________________________________ Assinatura do Orientador
CAMPINAS
2018
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
AVALIAÇÃO DE BANCOS DE GRADAÇÃO
VISCOSA NA INJEÇÃO DE POLÍMEROS PARA
A RECUPERAÇÃO DE ÓLEO PESADO
Autor: Victor Augusto Kolhs Cattani
Orientador: Profa. Dra. Rosângela Barros Zanoni Lopres Moreno
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Profa. Dra. Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno DE / FEM/ UNICAMP
Prof. Dr. Denis José Schiozer DE / FEM / UNICAMP
Dra. Maria Aparecida de Melo PETROBRAS
A ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho às minhas avós, Adelinda e Alides, por todos os ensinamentos e atos de afeto.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por sempre me iluminar e me abençoar nos momentos mais difíceis. À professora Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno por todas oportunidades dadas, orientação, paciência e amizade cedida, e por ter sempre acreditado no desenvolvimento deste trabalho.
Aos doutores Leandro de Freitas Lopes e Marcelo Zampieri pela ajuda e dicas concedidas ao longo do desenvolvimento deste trabalho.
Ao doutorando e grande amigo, Vitor Hugo de Sousa Ferreira, pela paciência, ajuda e pelos ensinamentos concedidos, os quais foram fundamentais para o desenvolvimento desta pesquisa.
Aos profissionais e colaboradores do Laboratório do Departamento de Engenharia de Petróleo, Leandro A. Fernandes, Wellington e Euclides José Bonet.
A todos os funcionários do Departamento de Engenharia de Petróleo da UNICAMP por toda ajuda prestada ao longo deste período.
Aos meus grandes amigos pelas palavras de incentivo e por sempre desejarem o meu bem-estar.
À minha mãe pelo seu apoio incondicional e pelo seu inesgotável esforço para proporcionar as diversas oportunidades que tive na vida.
À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) e à Statoil pelo apoio financeiro.
RESUMO
A alta demanda de energia associada à depleção de reservatórios leve são fatores que cada vez mais têm contribuído para o desenvolvimento e aprimoramento de métodos que visem a produção de óleo pesado. Neste contexto, a injeção de polímeros tem apresentado bons resultados quando comparado a métodos tradicionais, tal como a injeção de água. Uma das principais técnicas de injeção de polímeros é o processo conhecido como gradação viscosa. Esta metodologia caracteriza-se pela injeção de bancos de solução polimérica com viscosidade gradativamente menores. Assim, além de reduzir a quantidade de polímero injetado, evita-se que haja uma transição abrupta de viscosidade entre um banco polimérico altamente concentrado e a água de perseguição. Apesar da injeção de bancos de gradação viscosa com soluções poliméricas ser um processo amplamente utilizado (ou planejado) no campo, a utilização desta técnica ainda é ponto de discussão entre os autores. Diante disso, o presente trabalho tem como objetivo avaliar o processo de gradação viscosa na injeção de polímeros para a recuperação de óleo pesado em escala experimental. Para tal, as configurações propostas para o processo de gradação viscosa foram comparadas com a injeção contínua de polímeros e a injeção convencional de água. Além disso, este trabalho propõe uma modificação do modelo de Claridge (1978) para a determinação do tamanho dos bancos poliméricos que compõe o processo de gradação viscosa. O estudo experimental envolveu três conjuntos de testes de deslocamento a 40°C, utilizando arenitos altamente permeáveis provindos da formação Botucatu. Para o desenvolvimento dos testes, foram utilizados os seguintes fluidos: mistura óleo querosene – 240.6 cP; salmoura – 0.68 cP; soluções poliméricas de Floopam 5115SH – 23,5, 12.6 e 6.9 cP em 7.81 s-1. O protocolo de testes incluiu as seguintes etapas: 1° Embebição; 1° Drenagem; 2° Embebição – representado a recuperação pela injeção de água; 2° Drenagem; Injeção de Polímeros – representado o método de recuperação avançada. A distinção entre os testes dá-se na etapa de injeção de polímeros, onde no teste 1 uma solução polimérica foi injetada continuamente e nos testes 2 e 3 avaliaram-se duas configurações diferentes do processo de gradação viscosa. A partir dos resultados obtidos pode-se constatar que para todos os casos analisados, a injeção de polímeros foi mais eficiente que a injeção convencional de água, uma vez que se observou a antecipação da produção de óleo, uma redução da razão água-óleo acumulada e incrementos de recuperação de água-óleo de até 18%. O processo de gradação viscosa mostrou-se mais vantajoso do que a injeção contínua pois notou-se uma melhora na razão entre o incremento de recuperação óleo e a massa de polímero injetada. Além disso, a água injetada pós bancos poliméricos apresentou um desempenho semelhante à solução polimérica utilizada ao longo do teste de injeção contínua a partir do primeiro volume poroso injetado. Desta forma, o processo de gradação viscosa pode agregar resultados significativos do ponto de vista econômico à injeção de polímeros.
Palavras Chave: Injeção de Polímeros, Bancos de Gradação Viscosa, Óleo Pesado, Recuperação Avançada de óleo
ABSTRACT
The high demand for energy and the depletion of conventional oil reservoirs are factors that have been continuously collaborating to the development and improvement of recovery methods to produce heavy oil. In this context, polymer flooding has been presenting significant results when compared to traditional methods, such as water flooding. One of the main polymer injection techniques is the process known as graded viscosity banks. This process is characterized by the injection of successive small banks of decreasing viscosity. Thus, besides to reduce injected polymer mass, graded viscosity banks process avoid an abrupt transition between a high concentrated polymer bank and drive water. Although graded polymer banks is widely applied (or planned) in field applications, the use of this technique is still a point of discussion among the authors. In light of this, this project aiming to analyze, in an experimental scale, the performance of graded polymer banks injection in heavy oil recovery. For this, the configurations proposed for graded viscosity banks were compared to the polymer continuous injection and water flooding. Also, this work proposes a modification for the model developed by Claridge (1978) to determine the size of graded viscosity polymer banks. The experimental study involved three sets of displacement tests at 40°C, using a high permeable (5000 mD) outcrop cylindrical samples, from Botacatu Formation. During the runs, the following fluids were used: oil-kerosene mixture – 240.6 cP; brine – 0.68 cP; Floopam 5115 SH (polymer) solutions of 24.3, 12.6 and 6.9 cP at 7.81 s-1. The test protocol was performed as follows: 1° Water Injection; 1° Oil Injection; 2° Water Injection – representing the oil recovery by waterflooding; 2° Oil Injection; Polymer Injection – representing the enhanced oil recovery method. From the obtained results, we can highlight that polymer injection was more efficient than waterflooding, since oil production anticipation, a reduction of the cumulative water-oil ratio and oil recovery increment up to 18% were observed for all the analyzed cases. Graded polymer bank process proved to be more advantageous than polymer continuous injection because an improvement in the oil recovery increment and the injected polymer mass ratio was noted. Also, the drive water presented a performance similar to the polymer solution used during the continuous injection test after the first injected pore volume. In this way, graded viscosity banks can provide significant results from the economic point of view to the polymer injection.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 2.1: Diagrama esquemático do aumento da eficiência de varrido areal ocasionada pela
injeção de polímeros (Adaptado de SORBIE, 1991). ... 24
Figura 2.2: Diagrama esquemático do aumento da eficiência de varrido vertical causada pela injeção de polímero (Adaptado de SORBIE, 1991). ... 25
Figura 2.3: Fluxo Fracionário da injeção de água e polímeros (Adaptado de LAKE, 1989) .. 26
Figura 2.4: Diagrama esquemático dos mecanismo de retenção polimérica no meio poroso (Adaptado de Sorbie, 1991). ... 27
Figura 2.5: (A) Estrutura química da cadeia de poliacrilamida e (B) poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) (Adaptado de SORBIE, 1991). ... 33
Figura 2.6: Esquema ilustrando o efeito da salinidade em um polietrólito de cadeia flexível, tal como a HPAM (Adaptado de SORBIE, 1991) ... 34
Figura 2.7: Viscosidade Relativa da PAM e HPAM em uma salmoura de cloreto de sódio. Concentração de polímero 600 mg/l, temperatura 25°C e taxa de cisalhamento de 7.3 s-1 (Adaptado de MARTIN & SHERWOOD, 1973). ... 35
Figura 2.8: Estrutura química dos grupos químicos (A) ATBS (B) n-VP (Adaptado de ZAITOUN et al., 2012). ... 36
Figura 2.9: Curvas de fluxo de fluidos Newtonianos e fluidos não-Newtonianos independentes do tempo (FOX, 2014). ... 38
Figura 2.10: Exemplo de curva de fluxo de um fluido pseudoplástico. ... 38
Figura 2.11: Processo de gradação viscosa com soluções poliméricas em um sistema de unidirecional (Adaptado de GREEN & WILLHITE, 1998)... 41
Figura 2.12: Exemplo do movimento de bancos polimérico em um modelo Hele-Shaw (A) Injeção de um Banco Polimérico seguido da Injeção de Água (B) Injeção de Bancos de Gradação Polimérica (MUNGAN, 1971). ... 42
Figura 2.13:Exemplo do processo de gradação viscosa, com 5 bancos, no ponto de modelagem (Claridge, 1978). ... 45
Figura 2.14: Avaliação do fator Kk como função de V (Adaptado de LIGTHELM, 1988). ... 49
Figura 3.1: Etapas do experimento ... 50
Figura 3.2: Amostras retiradas do bloco de rocha e selecionadas para os testes de deslocamento ... 51
Figura 3.3: Porosímetro a gás ... 52
Figura 3.4: Permeabilímetro a gás ... 54
Figura 3.5: Reômetro HAAKE MARS III ... 56
Figura 3.6: Diagrama ilustrativo da sequência dos testes deslocamento ... 57
Figura 3.7: Etapas e procedimentos dos Testes de deslocamento ... 59
Figura 3.8: Procedimento de vácuo e saturação da amostra durante a primeira embebição ... 60
Figura 3.9: Disposição dos bancos de solução polimérica e da solução salina, em um deslocamento unidimensional, durante o processo de gradação viscosa. (A) Teste 2 (C1>C2); (B) Teste 3 (C1>C2>C3) ... 63
Figura 3.10: Diagrama Esquemático do aparato experimental utilizado nos testes de deslocamento ... 66
Figura 3.11: Esquema ilustrativo dos possíveis locais de posicionamento dos transdutores de pressão ao longo da amostra. ... 67
Figura 4.1: Curvas de Fluxo Solução Salina (40°C). (A) Taxa de Cisalhamento X Viscosidade (B) Taxa de Cisalhamento X Tensão de Cisalhamento. ... 70
Figura 4.2: Curvas de Fluxo Óleo Gear MO 3200 (40°C). (A) Taxa de Cisalhamento X Viscosidade; (B) Taxa de Cisalhamento X Tensão de Cisalhamento. ... 71 Figura 4.3: Curvas de Querosene (40°C). (A) Taxa de Cisalhamento X Viscosidade; (B) Taxa de Cisalhamento X Tensão de Cisalhamento ... 71 Figura 4.4: Curvas de fluxo mistura óleo-querosene (40°C). (A) Taxa de Cisalhamento X Viscosidade (B) Taxa de Cisalhamento X Tensão de Cisalhamento. ... 72 Figura 4.5: Curvas de Fluxo HPAM - Floopam 5115 SH (40°C). (A) Taxa de Cisalhamento X Viscosidade Aparente; (B) Taxa de Cisalhamento X Tensão de Cisalhamento... 73 Figura 4.6: Variação da Viscosidade em função da Concentração de Polímeros para diferentes taxas de cisalhamento (40°C). ... 75 Figura 4.7: Permeabilidade absoluta à água. (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 78 Figura 4.8: Históricos volumétricos - primeira drenagem (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 80 Figura 4.9: Históricos de pressão - primeira drenagem (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. 81 Figura 4.10: Esquema ilustrativo dos trechos analisados para o cálculo das permeabilidades efetivas. ... 83 Figura 4.11: Histórico volumétrico - segunda embebição (A.1) Teste 1 - 20 PVinj (A.2) Teste
1 - 1.3 PVinj (B.1) Teste 2 - 20 PVinj (B.2) Teste 2 - 1.3 PVinj (C.1) Teste 3 – 20 PVinj (C.2)
Teste 3 – 1.3 PVinj. ... 85
Figura 4.12: Históricos de pressão - segunda embebição (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 86 Figura 4.13: Curvas de permeabilidade relativa (A) Teste 1(B) Teste 2 (C) Teste 3... 88 Figura 4.14: Históricos volumétricos - segunda drenagem (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 90 Figura 4.15: Históricos de pressão - segunda drenagem (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 91 Figura 4.16: Históricos Volumétrico - injeção de polímeros (A.1) Teste 1 - 15 PVinj (A.2) Teste
1 - 1.4 PVinj (B.1) Teste 2 - 15 PVinj (B.2) Teste 2 - 1.4 PVinj (C.1) Teste 3 – 15 PVinj (C.2)
Teste 3 – 1.4 PVinj. ... 94
Figura 4.17: Históricos de pressão - injeção de polímeros (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 96 Figura 4.18: Histórico de pressão - terceira embebição (Teste 1) ... 98 Figura 4.19: Fator de recuperação - injeção de água e polímero (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 100 Figura 4.20: Fator de Recuperação ao longo de 2 PVinj - injeção de água e polímero (A) Teste
1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 101 Figura 4.21: Fator de recuperação - injeção de água (segunda embebição). ... 103 Figura 4.22: RAO acumulada e WCUT para 2,5 PVinj - injeção de água e polímero. (A) Teste 1
(B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 104 Figura 4.23:Wcut em função do fator de recuperação - injeção de água e polímero (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3. ... 105 Figura 4.24: Fator de recuperação dos diferentes métodos de injeção de polímeros. ... 106 Figura 4.25: Histórico de Pressão indicando o momento chave "Água pós bancos"; Variação do FR entre o início da injeção de água e o momento chave " Água pós bancos"- Teste 2. ... 108
Figura 4.26: Histórico de Pressão indicando o momento chave "Água pós bancos"; Variação do FR entre o início da injeção de água e o momento chave " Água pós bancos"- Teste 3. .. 108 Figura 4.27: Incremento de recuperação (ΔFR) dos testes 1, 2 e 3. ... 110
Figura 4.28: Razão ΔFR/MPinj dos testes 1,2 e 3. ... 112
Figura A.1: Esquema demonstrando as principais etapas para a correção das viscosidades das soluções poliméricas selecionadas para os testes de deslocamento. ... 128
Figura A.2: Curva de fluxo do óleo padrão IPT 83 – OP100 (20°C). ... 129 Figura A.3: Curvas de fluxo das misturas óleo querosene originais e corrigidas (40°C). (A) Teste 1;(B) Teste 2; (C) Teste 3. ... 129 Figura A.4: Curvas de fluxo dos óleos padrões OP10-IPT78 e OP100-IPT83 utilizadas para corrigir as viscosidades das soluções poliméricas usadas nos testes de deslocamento. (A) Solução Polimérica 850 ppm (B) Solução Polimérica 1250 ppm (C) Solução Polimérica 1850 ppm ... 131 Figura A.5: Curvas do Polímero Original e Corrigida (A) Solução Polimérica 1850 ppm (B) Solução Polimérica 1250 ppm (C) Solução Polimérica 850 ppm ... 131 Figura B.1: Exemplo de correção dos volumes mortos (A) Primeira Drenagem; (B) Segunda Embebição ... 134 Figura A.1: Critério Dos Santos et al. (1997) para a definição da vazão de deslocamento dos testes ... 137 Figura A.2: Área de Validade e Seleção da Vazão dos testes de escoamento através dos critérios de Dos Santos et al. (1997) ... 138 Figura B.1: Fluxograma com dados e formulações utilizadas para obtenção das curvas de permeabilidade relativa através do método JBN ... 141
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1: Critérios de seleção para a injeção de polímeros (SORBIE, 1991; TABER et al., 1996; AL BAHAR et al, 2004; MELO et al., 2005; SHENG et al., 2015;
SABOORIAN-JOOYBARI et al., 2016) ... 32
Tabela 2.2: Modelagens do fator Kk ... 48
Tabela 3.1: Características das soluções poliméricas e óleo utilizados nos testes de deslocamento ... 58
Tabela 3.2: Principais Equipamentos utilizados durante os procedimentos experimentais .... 68
Tabela 4.1: Principais características das amostras utilizadas nos testes de deslocamento... 69
Tabela 4.2: Viscosidade Média - Soluções Salinas (40°C) ... 70
Tabela 4.3: Viscosidade Média - Misturas óleo-querosene (40°C) ... 72
Tabela 4.4: Parâmetros Reológicos (K e n) das soluções poliméricas ... 74
Tabela 4.5: Parâmetros referentes às linhas das regiões diluídas e semi-diluída ... 75
Tabela 4.6: Soluções poliméricas selecionadas para os testes de deslocamento ... 76
Tabela 4.7: Volumes dos bancos poliméricos utilizados no processo de gradação viscosa .... 77
Tabela 4.8: Valores do fator Kk ... 77
Tabela 4.9: Valores de Permeabilidade Absoluta à água medidas em cada um dos testes ... 79
Tabela 4.10: Principais dados medidos e calculados na primeira drenagem. ... 82
Tabela 4.11: Permeabilidades efetivas ao óleo por trechos – primeira drenagem. ... 83
Tabela 4.12: Permeabilidades efetivas à água por trechos - segunda embebição. ... 87
Tabela 4.13: Principais dados calculados e medidos na segunda embebição... 87
Tabela 4.14: Principais dados calculados e medidos na segunda drenagem. ... 91
Tabela 4.15: Permeabilidades efetivas à água por trechos - segunda drenagem. ... 92
Tabela 4.16: Volumes dos bancos poliméricos e da solução salina injetada para as configurações avaliadas do processo de gradação viscosa ... 95
Tabela 4.17: Principais dados calculados e medidos na injeção de polímeros. ... 97
Tabela 4.18: Permeabilidade efetiva à água e ao polímero por trechos – injeção contínua de polímeros e de bancos de gradação polimérica. ... 97
Tabela 4.19: Permeabilidade efetiva à água por trechos - terceira embebição. ... 99
Tabela 4.20: Fator de resistência residual por trecho e médio. ... 99
Tabela 4.21: Fator de recuperação final e incremento de recuperação final ... 102
Tabela 4.22: Mobilidades Terminais ... 102
Tabela 4.23: Fator de Recuperação nos momentos chave. ... 107
Tabela 4.24: Fator de recuperação e variação do fator de recuperação ... 109
Tabela 4.25: Permeabilidades efetivas aos fluidos, razão entre as permeabilidades efetivas e mobilidade terminal ... 111
Tabela 4.26: Resumo dos principais dados obtidos ao longo dos experimentos. ... 113
Tabela A.1: Viscosidade médias das misturas óleo querosene originais e corrigidas. ... 130
Tabela A.2: Valores das viscosidades originais e corrigidas das solução poliméricas usadas no testes de deslocamento... 132
Tabela A.1: Valores das principais propriedades utilizadas para a determinação da vazão de deslocamento pelo critério de Dos Santos et al. (1997). ... 137
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
Letras Latinas:
A – Área da seção transversal da amostra; C –Altura da coluna de mercúrio;
D – Diâmetro da Amostra; E – Razão Viscosa Efetiva;
fo2 – Fluxo fracionário do óleo na face de saída da amostra;
FR - Fator de Recuperação;
fw – fluxo fracionário da água;
fw2 – Fluxo fracionário da água na face de saída da amostra;
g – Aceleração da gravidade; H – Fator de Heterogeneidade; IR – Índice de injetividade relativa;
K – Índice de consistência;
kD – Permeabilidade efetiva à fase deslocada;
kd – Permeabilidade efetiva à fase deslocante;
Ki – Permeabilidade do trecho;
KK – Fator K;
koef – Permeabilidade efetiva ao óleo;
kpef – Permeabilidade efetiva à solução polimérica;
kro – Permeabilidade relativa ao óleo; krw – Permeabilidade relativa à água; Kw – Permeabilidade absoluta à água;
K
̅ – Permeabilidade equivalente; kwef – Permeabilidade efetiva à água;
L – Comprimento da Amostra; Li – Comprimento do trecho;
M – Razão de Mobilidade;
MPinj – Massa de polímero injetada;
Mt – Razão de Mobilidade Terminal;
n – Índice de comportamento; NC – Número Capilar;
NP – Volume de óleo produzido acumulado;
P – Pressão;
PV – Volume Poroso da Amostra; PVinj - Volume Poroso Injetado;
Qg – Vazão de Escoamento;
R – Raio da Amostra; RAO – Razão água-óleo; RF – Fator de Resistência;
RK – Fator de Redução da Permeabilidade;
RRF – Fator de Resistência Residual; Sor – Saturação de Óleo Residual;
Sw
̅̅̅ – Saturação média de água na amostra;
Sw2 – Saturação de água na face de saída da amostra;
Swi – Saturação de Água Conata;
t – Tempo de deslocamento; tbt – Tempo de irrupção;
U – Velocidade de deslocamento no meio poroso; V – Razão Viscosa;
VB – Volume do Banco Polimérico;
VME - Volume Morto de Entrada;
VMS – Volume Morto de Saída;
VO – Volume de óleo;
Voamostra – Volume de óleo na amostra;
VT – Volume total produzido;
Vwamostra – Volume de água na amostra;
Wcut – Corte de Água;
WP – Volume acumulado de água produzida;
Letras gregas:
µ - Viscosidade Dinâmica; µapp – Viscosidade aparente;
µB1 – Viscosidade banco polimérico I;
µB2 – Viscosidade banco polimérico II;
µD – Viscosidade da fase deslocada;
µd – Viscosidade da fase deslocante;
µo – Viscosidade do óleo;
µw – Viscosidade da água;
γ – Taxa de Cisalhamento;
ΔFR – Incremento de Recuperação;
ΔP – Diferencial de Pressão;
ΔTme – Tempo necessário para produzir o volume de entrada;
ΔTms – Tempo necessário para produzir o volume de saída;
εc – Razão capilar-viscosa;
εg – Razão gravitacional-viscosa;
εs – Representatividade amostral;
λD – Mobilidade da fase deslocada;
λd – Mobilidade da fase deslocante;
ρo – Densidade do óleo; ρw – Densidade da água; σ – Tensão interfacial; τ – Tensão de Cisalhamento; ϕ – Porosidade; Subscritos: 1D – Primeira Drenagem; 2D – Segunda Drenagem; 2E – Segunda Embebição; B1 – Banco 1; B2 – Banco 2; B3 – Banco 3; BT – Irrupção; O - Óleo P – Polímero;
Pol – Injeção Contínua de Polímeros; W – Água
Wat – Processo de gradação Viscosa com soluções poliméricas e injeção convencional de água; Wcut-80 – Até 80% de corte de água;
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 19
1.1. Motivação ... 21
1.2. Objetivos ... 21
1.3. Estrutura do Manuscrito ... 21
2. INJEÇÃO DE POLÍMEROS – CONCEITOS E LITERATURA ... 23
2.1 Critérios de Seleção ... 29
2.2 Polímeros utilizados em EOR e seu Comportamento Reológico ... 32
2.3 Degradação ... 39
2.4 Processo de Gradação Viscosa utilizando Bancos Poliméricos ... 40
2.4.1 Descrição do método ... 40
2.4.2 Definição do Tamanho dos Bancos Poliméricos ... 44
3. METODOLOGIA ... 50
3.1 Protocolo de Testes ... 50
3.1.1 Seleção e caracterização das amostras de rocha ... 50
3.1.2 Seleção e Caracterização de Fluidos ... 54
3.1.3 Testes de Deslocamento ... 56
3.2 Definição do Tamanho dos Bancos de Solução Polimérica ... 65
3.3
Bancada Experimental ... 65
3.4 Equipamentos ... 68
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 69
4.1
Petrofísica Básica das Amostras de Rocha ... 69
4.2.1 Solução Salina ... 69
4.2.2 Óleo, Querosene e Mistura Óleo-Querosene ... 70
4.2.3 Soluções Poliméricas ... 72
4.3 Tamanho dos Bancos Poliméricos ... 76
4.4 Testes de Deslocamento ... 77
4.4.1 Primeira Embebição ... 77
4.4.2 Primeira Drenagem ... 79
4.4.3 Segunda Embebição ... 83
4.4.4 Segunda Drenagem ... 88
4.4.5 Injeção Contínua de Polímeros e de Bancos de Gradação Polimérica ... 92
4.4.6 Avaliação do Fator de Resistência Residual... 97
4.5 Comparação entre a Injeção de Polímeros e Injeção Convencional de
Água ... 100
4.5.1 Fator de Recuperação ... 100
4.5.2 Razão Água Óleo Acumulada (RAO) e Corte de Água (Wcut) ... 103
4.6 Comparação entre os Métodos de Injeção de Polímeros ... 105
4.6.1 Fator de Recuperação ... 105
4.6.2 Incremento de Recuperação... 109
4.6.3 Razão Incremento de Recuperação e Massa de Polímero Injetada – ΔFR/MPINJ .. 111
4.7 Tabela Resumo ... 112
5. CONCLUSÕES E SUGESTÕES ... 116
5.1 Conclusões ... 116
5.2 Sugestões para trabalhos futuros ... 118
REFERÊNCIAS ... 120
A.1 Mistura Óleo Querosene ... 128
A.2 Soluções Poliméricas ... 130
Apêndice B – Correções em Razão dos Volumes Mortos ... 133
ANEXO A – Seleção da Vazão dos Testes de Deslocamento ... 135
1. INTRODUÇÃO
O petróleo continua sendo a principal fonte de energia mundial, representando 32.9% da matriz energética global (WORLD ENERGY COUNCIL, 2016). A crescente demanda por energia, recentemente motivada pelo desenvolvimento dos países emergentes, exige cada vez mais o desenvolvimento de técnicas e tecnologias que visem suplementar a recuperação de petróleo de uma maneira economicamente viável.
A recuperação de petróleo é dividida em três categorias: primária, secundária e a recuperação avançada de óleo (EOR) (GREEN & WILLHITE, 1998). A recuperação primária refere-se ao óleo recuperado do reservatório unicamente às custas de sua energia natural (ROSA
et al., 2006; GREEN & WILLHITE, 1998). A recuperação secundária, por sua vez, está
associada ao aumento da energia natural do reservatório através da injeção de água ou gás, a fim de deslocar mais óleo aos poços produtores. A recuperação avançada é usualmente utilizada após os métodos secundários e é caracterizada pela injeção de produtos químicos, gases miscíveis e pelo uso de energia térmica, dentre outros. Os métodos de recuperação avançada normalmente são utilizados com intuito de melhorar aspectos nos quais a recuperação secundária mostrou-se ineficiente para recuperação de óleo (GREEN & WILLHITE, 1998).
Durante o desenvolvimento de um reservatório, a injeção de água é costumeiramente utilizada após a recuperação primária. A extensa utilização deste método de recuperação secundária é devida às diversas vantagens apresentadas por ele, como o baixo custo, a alta disponibilidade de água e por, tradicionalmente, exibir índices de produtividade consideráveis (CRAIG, 1971). Por outro lado, há casos em que a injeção de água não se mostra um método de recuperação eficiente. Quando utilizada em reservatórios de óleo pesado (>100 cP), a água injetada usualmente apresenta uma mobilidade muita alta em relação à mobilidade do óleo, resultando em uma irrupção prematura da água injetada e uma baixa eficiência de varrido (SABOORIAN-JOOYBARI et al., 2016).
Neste contexto, faz-se necessária a utilização de métodos de recuperação avançada que corrijam esta limitação. A fim de reduzir a mobilidade da água e, portanto, tornar a razão de mobilidades mais favorável (menor), um método que tem sido amplamente usado é a injeção de polímeros (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998). A adição do polímero à água injetada proporciona um aumento da viscosidade da fase aquosa, a qual reflete em uma redução da razão de mobilidades e essa, por sua vez, ocasiona uma melhora na eficiência de varrido total. Além disso, dependendo do polímero injetado, a passagem da solução polimérica no meio
poroso pode provocar uma diminuição da permeabilidade efetiva à água, que também colabora para redução da razão de mobilidade (SORBIE, 1991: GREEN & WILLHITE, 1998).
Diante dos benefícios obtidos pela injeção de polímeros, este método de recuperação avançada tem sido extensivamente aplicado em reservatórios de óleo pesado e indicado resultados favoráveis. Além dos benefícios obtidos, a preferência pela injeção de polímero em reservatórios de óleo pesado também está associada com as dificuldades técnicas, econômicas e ambientais para aplicação de outros métodos de recuperação avançada, tais como métodos térmicos (SABOORIAN-JOOYBARI et al., 2016).
Apesar de ser um método de recuperação que têm apresentado resultados favoráveis em termos de fator de recuperação e decremento da produção de água em reservatórios de óleo pesado, a injeção de polímeros pode ser inviável. Diante disso e com intuito de realizar um projeto de injeção polímeros apropriado, é necessária uma análise das diversas particularidades do reservatório, das propriedades das soluções poliméricas bem como do tamanho e da maneira como serão injetados os bancos poliméricos (WANG et al., 2008).
Uma das principais maneiras de se injetar polímeros no campo é através da injeção de bancos poliméricos com concentrações gradativamente menores, em um processo conhecido como gradação viscosa. Assim, além de reduzir a quantidade de polímero injetado enquanto se mantém os benefícios da injeção de polímeros, evita-se que haja digitações viscosas intensas entre fluidos viscosos e poucos viscosos, i.e. um banco polimérico altamente concentrado e a água injetada após este banco (STONERBERGUER & CLARIDGE, 1988).
Embora seja uma técnica de injeção de polímeros bastante difundida no campo, o processo de gradação viscosa envolvendo soluções poliméricas ainda é ponto de discussão entre os autores. Enquanto que GREEN & WILLHITE (1998) afirmam que o processo de gradação viscosa é a melhor maneira de se conduzir a injeção de polímeros, SERIGHT (2016) argumenta que mais estudos são necessários para comprovar a real vantagem deste processo e de que forma que o mesmo deve ser modelado.
Ainda que a injeção de bancos de gradação polimérica seja uma metodologia de injeção aplicada principalmente no campo, o estudo laboratorial desta técnica é fundamental, até mesmo como contribuição para análises de simulação numérica de reservatórios. A análise dos procedimentos experimentais configura-se como os primeiros passos para uma seleção adequada dos parâmetros da solução de polímero injetada e para o planejamento e otimização de um projeto envolvendo a injeção de polímeros (PRATAP et al., 1997). Desta forma, procedimentos experimentais tais como testes de deslocamento e caracterização reológica dos
fluidos são essenciais para avaliar o potencial deste método de recuperação na produção de óleo (RIOS, 2014).
1.1. Motivação
As reservas de óleo pesado mundiais são estimadas em 10 trilhões de barris, sendo esse volume equivalente ao triplo das reservas de óleo leve (SABOORIAN JOYBARI et al., 2016
apud LIE et al., 2014). De forma a atender a atual demanda de energia mundial, é fundamental
a exploração dos reservatórios de óleo pesado, uma vez que eles representam uma grande fonte de energia. Neste sentido, é necessário o contínuo estudo e aprimoramento de métodos de recuperação que visem a produção deste tipo de reservatório de uma maneira tecnicamente e economicamente viável.
1.2. Objetivos
O presente trabalho tem como objetivo avaliar a injeção dos bancos de gradação viscosa na injeção de polímeros para a recuperação de óleo pesado em escala experimental. Para tal, será feita uma análise comparativa entre o processo de gradação viscosa, utilizando duas configurações diferentes, e a injeção contínua de polímeros. Além disso, também serão comparadas a injeção de polímeros, nas diferentes perspectivas avaliadas, e a injeção convencional de água.
Como objetivos parciais, destacam-se as seguintes etapas:
Realizar a seleção de fluidos – soluções poliméricas, solução salina e óleo – através da caracterização reológica (viscosidade), de acordo com os critérios de seleção para injeção de polímero, a fim de utilizá-los em testes de deslocamento;
Realizar uma análise comparativa entre a injeção de polímeros, nas diferentes perspectivas avaliadas, com a injeção convencional de água;
Analisar a injeção dos bancos de gradação polimérica na recuperação de óleo, comparando-a com a injeção contínua de polímeros;
1.3. Estrutura do Manuscrito
O presente trabalho é organizado nas seguintes etapas:
O capítulo 2 apresenta os conceitos fundamentais para a compreensão deste trabalho. Neste capítulo, são apresentados parâmetros chave associados à injeção de polímeros e ao processo de gradação viscosa envolvendo soluções poliméricas.
No capítulo 3 são apresentados os materiais e métodos necessários para o desenvolvimento de todos os experimentos. São abordados detalhes referentes à caracterização
das amostras de rocha reservatório e de fluidos, bem como referentes à execução dos testes de deslocamento.
No capítulo 4 são apresentados os resultados obtidos para as etapas mencionadas no capítulo 3. Além disso, apresenta-se a comparação entre os resultados obtidos para a injeção de água e a injeção de polímeros, assim como para os diferentes métodos de injeção de polímeros (injeção contínua e o processo de gradação viscosa com soluções poliméricas).
No capítulo 5, apresentam-se as principais conclusões e sugestões para trabalhos futuros.
2. INJEÇÃO DE POLÍMEROS – CONCEITOS E LITERATURA
A eficiência de métodos de recuperação imiscíveis usualmente é pautada pelo módulo da razão de mobilidade, M, definida, conforme demonstra a equação 2.1, como a relação entre a mobilidade do fluido deslocante e o deslocado
𝑀 = 𝜆𝐷 𝜆𝑑 =
𝜇𝐷 ∗ 𝑘𝑑
𝜇𝑑 ∗ 𝑘𝐷 Equação 2.1
λD – mobilidade da fase deslocada; λd – mobilidade da fase deslocante; µD – viscosidade
da fase deslocada; µd – viscosidade da fase deslocante; kd – permeabilidade efetiva à fase
deslocante; kD – permeabilidade efetiva à fase deslocada.
Métodos convencionais, tal como a injeção de água, mostram-se ineficientes em casos de razão de mobilidade desfavoráveis (M>>>1), ocasionando uma produção precoce do fluido injetado e baixos fatores de recuperação. A razão de mobilidade desfavorável é decorrente da grande diferença entre as viscosidades do fluido deslocado (óleo) e do deslocante (água). A desconformidade entre as viscosidades do óleo e da água permite que água injetada crie caminhos preferenciais até o poço produtor, atingindo-o rapidamente. Como consequência disto, a água injetada não atinge a maioria do reservatório, permanecendo, assim, grande parte do óleo no meio poroso.
Diante dos problemas decorrentes de uma injeção de água com razão de mobilidade desfavorável, a injeção de polímeros é utilizada a fim de reduzir a mobilidade da água no meio poroso. Assim sendo, há duas situações em que a injeção de polímero é considerada (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998): (1) Altas razões viscosas entre os fluidos deslocado e deslocante; (2) Reservatórios Heterogêneos.
No primeiro caso, como elucidado anteriormente, as razões de mobilidade desfavoráveis são consequência da alta razão viscosa entre as viscosidades do óleo e da água. Em função disto, a água tende a ultrapassar o banco de óleo, em um fenômeno denominado de digitação viscosa, criando caminhos preferenciais até o poço produtor. Devido a este fenômeno, no que a tange a sistema lineares, tem-se uma frente de deslocamento com saturações reduzidas, caracterizando uma eficiência de deslocamento baixa (SORBIE, 1991; ROSA et al., 2006; GREEN & WILLHITE, 1998). Tratando-se de escoamentos bidimensionais, a digitação viscosa resulta também em uma baixa eficiência de varrido areal baixa durante a injeção de água (SORBIE, 1991). A Figura 2.1-A ilustra esquematicamente o fenômeno de digitação viscosa em um padrão five-spot.
A adição do polímero à água promove um aumento na viscosidade da solução aquosa e, em alguns casos, a redução da permeabilidade efetiva à água (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998). Diante disto, as razões de mobilidade do escoamento tornam-se mais favoráveis (M≤1) e geram uma melhora na eficiência de varrido areal e de deslocamento. A Figura 2.1-B apresenta um escoamento, em um padrão five spot, com uma razão de mobilidade favorável, obtido através da injeção de soluções poliméricas.
Figura 2.1: Diagrama esquemático do aumento da eficiência de varrido areal ocasionada pela injeção de polímeros (Adaptado de SORBIE, 1991).
No segundo caso, a injeção de polímero é indicada, mesmo que o escoamento não apresente uma razão de mobilidade muito desfavorável, a fim de melhorar a eficiência de varrido vertical (SORBIE, 1991). A baixa eficiência de varrido vertical atrelada à injeção de água está associada as diferenças entre as permeabilidades das camadas estratigráficas que compõem o reservatório. Conforme apresenta Figura 2.2-A, a água escoa com mais facilidade na camada mais permeável, resultando assim em uma irrupção mais precoce do fluido injetado. Diante disso, a injeção de polímeros atua de modo a reduzir a permeabilidade efetiva à água, permitindo que a solução atinja o reservatório mais uniformemente (Figura 2.2– B).
Figura 2.2: Diagrama esquemático do aumento da eficiência de varrido vertical causada pela injeção de polímero (Adaptado de SORBIE, 1991).
Uma maneira de observar a melhora na eficiência de deslocamento gerada pela injeção de polímeros é através do conceito de fluxo fracionário. De acordo com Rosa et al. (2006), o fluxo fracionário pode ser definido como sendo a relação entre a taxa de fluxo de uma determinada fase e a taxa de fluxo total. O fluxo fracionário da água escoando junto com o óleo em um sistema horizontal e com os efeitos capilares negligenciáveis é dado por:
𝑓𝑤 = 1 1 +𝑘𝜇𝑟𝑜 𝑜 ∗ 𝜇𝑤 𝑘𝑟𝑤 Equação 2.2
Em uma análise da equação 2.2, nota-se que qualquer aumento da razão (kro/µo* µw/krw)
provoca uma redução do fluxo fracionário da água e, portanto, um aumento na taxa de produção de óleo. Os polímeros causam esta redução através do aumento viscosidade da água ou, no caso de alguns polímeros, de uma redução permeabilidade relativa à água. De acordo Needham & Doe (1987), os efeitos do fluxo fracionário serão mais significativos para a injeção de polímeros se o método for implementado ao início da vida do reservatório (pois a saturação de óleo móvel ainda é alta) ou em reservatórios contendo óleos viscosos, já que, nestes casos, o fluxo fracionário da água é mais expressivo, levando a uma irrupção precoce da água. A Figura 2.3 apresenta o fluxo fracionário para injeção de água e polímeros.
Figura 2.3: Fluxo Fracionário da injeção de água e polímeros (Adaptado de LAKE, 1989)
Outros mecanismos importantes a serem considerados referem-se à retenção de polímeros. As soluções poliméricas caracterizam-se por apresentar interações significativas com a rocha. Estas interações fazem com que o polímero fique retido no meio poroso e conduza à formação de um banco de injeção totalmente ou parcialmente livre de polímero. Como consequência deste processo, há uma redução da viscosidade da solução polimérica injetada, a qual torna a injeção de polímeros menos eficiente. A retenção do polímero, por outro lado, pode causar uma diminuição da permeabilidade do meio poroso, que, eventualmente, pode contribuir para os mecanismos de recuperação de óleo (SORBIE, 1991).
Segundo Sorbie (1991), a retenção polimérica no meio poroso ocorre através dos seguintes mecanismos: adsorção, aprisionamento mecânico e retenção hidrodinâmica. A ilustração de cada um destes mecanismos atuando no meio poroso pode ser vista na Figura 2.4.
Figura 2.4: Diagrama esquemático dos mecanismo de retenção polimérica no meio poroso (Adaptado de Sorbie, 1991).
A adsorção refere-se à interação entre as moléculas do polímero e uma superfície sólida. No caso do meio poroso, esta interação leva à adesão das moléculas poliméricas à superfície dos grãos da rocha. Durante a injeção de polímeros, a adsorção do polímero à rocha caracteriza-se por caracteriza-ser do tipo física, isto é, a relação entre a molécula polimérica e a superfície dos grãos da rocha é devida a forças eletrostáticas (LITMMAN, 1988; SORBIE, 1991). Além disso, a retenção por adsorção é irreversível e a quantidade de polímero adsorvido é proporcional à área acessível às moléculas poliméricas (ZHANG, 2013).
O aprisionamento mecânico está relacionado ao alojamento das moléculas poliméricas em canais de fluxo reduzido (SORBIE, 1991; SHENG, 2011). Conforme demonstra a Figura 2.4, em algumas regiões do meio poroso, as gargantas de poro são suficientemente estreitas para que não permitam o fluxo da solução polimérica injetada e, assim, retenham as moléculas de polímero. A retenção por aprisionamento mecânico está intimamente ligada à distribuição do tamanho de poros (SHENG, 2011). Portanto, a retenção por aprisionamento mecânico é mais expressiva em meios porosos pouco permeáveis.
Dentre os mecanismos de retenção polimérica, o menos compreendido entre os autores é a retenção hidrodinâmica (SORBIE, 1991). A retenção hidrodinâmica é um mecanismo de retenção dependente da vazão utilizada e, diferentemente da adsorção, é completamente reversível (SORBIE, 1991). Como é demonstrado na Figura 2.4, a retenção hidrodinâmica
caracteriza-se por reter pequenas frações de polímero em zonas de fluxo estagnado (SORBIE, 1991). Segundo Sheng (2011), a retenção hidrodinâmica é provavelmente o mecanismo que menos contribui para o efeito total de retenção.
Uma maneira de avaliar o impacto dos mecanismos de retenção na injeção de polímeros é através de parâmetros como fator de redução da permeabilidade (Rk), fator de resistência (RF) e o fator de resistência residual (RRF).
O Rk, como o próprio nome sugere, é um indicativo da redução da permeabilidade
decorrente da injeção de polímeros. Algebricamente, o Rk é dado pela razão entre as permeabilidades efetivas à água e à solução polimérica, conforme demonstra a equação 2.3.
𝑅𝑘 =𝑘𝑤𝑒𝑓
𝑘𝑝𝑒𝑓 Equação 2.3
kwef – permeabilidade efetiva à água; kpef – permeabilidade efetiva à solução polimérica;
O efeito da redução da mobilidade promovido pelo polímero em decorrência do aumento da viscosidade da água assim como da redução da permeabilidade efetiva à água é denominado fator de resistência (RF) (LAKE, 1989; ROSA et al., 2006; JENNIGS, 1971). Matematicamente, o fator de resistência é expresso como sendo o quociente entre a mobilidade da água e a mobilidade do polímero (Equação 2.4).
𝑅𝐹 =𝜆𝑤 𝜆𝑝 = 𝑘𝑤𝑒𝑓 𝜇𝑤 𝑘𝑝𝑒𝑓 𝜇𝑝 =𝑘𝑤𝑒𝑓∗ 𝜇𝑝 𝑘𝑝𝑒𝑓∗ 𝜇𝑤 Equação 2.4
λw – mobilidade da água; λp – mobilidade do polímero; µw – viscosidade da água; µp –
viscosidade do polímero;
Mesmo depois de a solução polimérica ser deslocada do meio poroso pela injeção de água, muitas moléculas do polímero permanecem adsorvidas à rocha reservatório, persistindo a chamada resistência residual ao fluxo de água, que é medida através do fator de resistência residual (RRF) (ROSA et al., 2006). Assim, o RRF é uma medida de tendência do polímero a adsorver na superfície rochosa e, portanto, bloquear parcialmente o meio poroso (LITTMAN, 1988; LAKE, 1989). Algebricamente, o fator de resistência residual é definido como a relação entre a mobilidade da água antes e depois da injeção de polímeros, tal como é expresso na equação 2.5.
𝑅𝑅𝐹 =𝜆𝑤1 𝜆𝑤2
=𝑘𝑤𝑒𝑓1∗ 𝜇𝑤1 𝑘𝑤𝑒𝑓2∗ 𝜇𝑤2
Equação 2.5
λw1 – mobilidade da água antes da injeção de polímeros; λw2 – mobilidade da água após
a injeção de polímeros; kwef1 – permeabilidade efetiva à água antes da injeção de polímeros;
kwef2 – permeabilidade efetiva à água pós injeção de polímeros; µw1 – viscosidade da água; µw2
– viscosidade da água pós injeção de polímeros.
Segundo Rosa et al. (2006), o fator de resistência residual é mais importante que o fator de resistência, já que o banco de polímero é normalmente deslocado com água de perseguição (drive water). De acordo com Jennings (1971), o RRF ajuda a controlar a digitação entre a água e o banco polimérico causada pela diferença entre as mobilidades bem como pelas heterogeneidades presentes no reservatório. Além disso, Silva et al. (2010) afirmam que o fator de resistência residual é mais frequentemente usado do que o fator de resistência em função das limitações operacionais para medir a permeabilidade ao polímero.
2.1 Critérios de Seleção
Embora a injeção de polímeros apresente vantagens no que tange à recuperação de óleo e o decremento da produção de água, este método nem sempre é adequado para o desenvolvimento de um campo. Antes de um projeto deste tipo ser planejado em detalhes, é necessária uma análise de determinados parâmetros do reservatório com intuito de verificar a possibilidade de utilização desta técnica, o tipo de polímero a ser utilizado e, em casos que haja a aprovação desta técnica, o desempenho técnico e econômico do projeto (LITTMAN, 1988).
Com isso, os critérios de seleção constituem uma série de parâmetros que indicarão quais reservatórios possuem características adequadas para aplicação de uma determinada técnica de recuperação avançada de óleo (EOR). Estes parâmetros são estimativas de valores limites de algumas propriedades do reservatório, tais como: permeabilidade, temperatura, viscosidade e densidade do óleo, litologia, profundidade, saturação de óleo, salinidade e dureza da água de formação.
Os valores associados a cada um destes parâmetros baseiam-se em projetos bem-sucedidos assim como no conhecimento dos fenômenos físicos relacionados a cada uma das técnicas de recuperação avançada de óleo (AL-BAHAR et al., 2004). Taber et al. (1996), por exemplo, desenvolveram critérios de seleção baseados nos valores médios das propriedades dos reservatórios e dos óleos relacionados aos projetos de EOR considerados bem-sucedidos em
diversas regiões do mundo, além dos seus próprios conhecimentos sobre as condições necessárias para que determinado método de recuperação avançada seja bem-sucedido.
À medida que mais projetos de EOR são desenvolvidos, os critérios de seleção sofrem adaptações de modo a contemplar às características dos novos projetos. Adasani & Bai (2011) atualizaram os critérios de seleção desenvolvido por Taber et al. (1996) a partir da inclusão de dados provindos da análise de 652 projetos. Eles analisaram dados referente às propriedades do óleo, do reservatório e à produção dos projetos avaliados. Além disso, os critérios de seleção podem ser revistos a fim de atender a aplicação de métodos de EOR em reservatórios específicos, como feito por Al-Bahar et al. (2004) ao avaliarem a implementação de métodos de EOR em reservatórios do Kuwait.
Diversos trabalhos na literatura dedicam-se, especificamente, ao estudo dos critérios de seleção para a injeção de polímeros. Dentre eles, destacam-se os trabalhos de Sorbie (1991), Melo et al. (2005) e Sheng et al. (2015). Apesar de os critérios apresentados por estes autores divergirem em alguns aspectos, de um modo geral, há uma conformidade entre os diversos parâmetros apresentados.
Um dos parâmetros que é unânime entre os autores é a litologia da rocha reservatório. De acordo com Sheng et al. (2015), a injeção de polímeros é preferível em arenitos porque os reservatórios carbonáticos apresentam um alto grau de adsorção a polímeros aniônicos (poliacrilamida parcialmente hidrolisada, por exemplo) e possuem matrizes com permeabilidades baixas, as quais não permitem o escoamento do polímero em função do tamanho de sua molécula. A presença excessiva de heterogeneidades, tais como fraturas e falhas, em formações de rocha carbonática é prejudicial para a injeção de polímeros uma vez que a solução polimérica tenderá a fluir pelas camadas permeáveis, resultando em uma irrupção precoce do fluido injetado (MELO et al., 2005). Segundo Sorbie (1991), para que as heterogeneidades não prejudiquem significativamente um projeto de injeção de polímeros, o reservatório deve possuir uma razão entre a permeabilidade mais alta encontrada e a permeabilidade média da formação no intervalo entre 4 e 30 (4< kmáx/kmédio < 30).
Além da litologia do reservatório, outro fator que é consenso entre os autores é a temperatura. Os valores referentes a esta variável devem estar abaixo de 95°C a fim de que o polímero não sofra degradações químicas severas (SORBIE, 1991). Em relação à salinidade e dureza da água de formação, há contrariedade entre os autores sobre quais limitações devem ser impostas a estas variáveis. Enquanto Al-Bahar et al. (2004) afirmam que água de formação deve possuir uma salinidade e dureza inferior a 100000 e 1000 ppm, respectivamente, Sorbie (1991) alega que estas variáveis não são fatores críticos, porém, são limitantes ao tipo de
polímero que deve ser usado. Além disso, Sheng et al. (2015) sustentam a ideia de que o efeito da salinidade e dureza da água de formação só será significativo se o banco polimérico se misturar a mesma.
De acordo com Melo et al. (2005), outro parâmetro que deve ser levado em conta no momento da seleção de reservatórios candidatos à injeção de polímeros é a saturação de óleo. Segundo estes autores, a saturação de óleo do reservatório deve estar acima de um valor mínimo para que a injeção de polímeros seja um processo economicamente viável.
No que tange a viscosidade do óleo, a maioria dos autores (SORBIE, 1991; TABER et
al.,1996; AL-BAHAR et al., 2004; MELO et al., 2005; SHENG et al., 2015) estabelecem que
o valor desta variável deva ser inferior a 150 cP. Contudo, em um trabalho realizado recentemente, Saboorian-Jooybari et al. (2016) estabeleceram novos critérios de seleção para a injeção de polímeros baseado em projetos envolvendo a injeção de soluções poliméricas em reservatórios de óleo pesado. Os autores sugerem que a viscosidade do óleo pode ser até de 5400 cP. Entretanto, Saborian-Jooybari et al. (2016) alegam que uma melhor maneira de se estabelecer reservatórios de óleo pesado candidatos à injeção de polímeros é através do conceito denominado mobilidade do óleo, definido como sendo a razão entre a permeabilidade absoluta da rocha e a viscosidade do óleo (K/µo).
Os autores afirmam que este critério é mais significativo do que avaliar a permeabilidade absoluta da rocha e a viscosidade do óleo individualmente, pois, mesmo que o reservatório contenha um óleo altamente viscoso (maior que o estabelecido nos critérios de seleção), o valor da permeabilidade da rocha pode ser suficientemente grande para assegurar uma produção econômica dentro do período de tempo estabelecido para um dado projeto. Assim, a análise de k e µo individualmente pode conduzir, erroneamente em alguns casos, à exclusão de reservatórios candidatos para a injeção de polímeros. Segundo Saboorian-Jooybari et al. (2016), a mobilidade do óleo deve ser o primeiro critério de seleção avaliado quando forem analisados os reservatórios de óleo pesado candidatos para a injeção de polímeros. Além disso, os mesmos autores estabelecem que a razão viscosa entre o óleo e a solução polimérica deve estar abaixo de 279.
A Tabela 2.1 traz um resumo dos critérios de seleção para a injeção de polímeros definidos pelos autores citados.
Tabela 2.1: Critérios de seleção para a injeção de polímeros (SORBIE, 1991; TABER et al., 1996; AL BAHAR et al, 2004; MELO et al., 2005; SHENG et al., 2015; SABOORIAN-JOOYBARI et al., 2016)
1) Sorbie, 1991; 2) Taber et al., 1996; 3) Al Bahar et al., 2004; 4) Melo et al., 2005; 5) Sheng
et al., 2015; 6) Saboorian- Jooybari et al., 2016
2.2 Polímeros utilizados em EOR e seu Comportamento Reológico
Segundo Rosa (2006), um polímero é uma molécula muito grande, formada por milhares de blocos que se repetem, chamado monômeros. À medida que os monômeros se juntam para formar os polímeros, uma longa cadeia de moléculas é formada com massas moleculares da ordem de milhões.
Diversos tipos polímeros têm sido considerados em processos de recuperação avançada de óleo, tais como: Goma xantana, poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), copolímeros de ácido acrílico e acrilamida, copolímeros de acrilamida e 2-acrilamida 2-metil propano sulfonato (AM/AMPS), hidroxietilcelulose (HEC), carboxi-metil-hidroxi-etil-celulose (CMHEC), poliacrilamida, ácido polliacrílico, glucana, dextrana, óxido de polietileno (PEO) e álcool polivinilíco (LAKE, 1989).
Referência Parâmetro 1 2 3 4 5 6 Profundidade (m) <2745 <2745 <1400 - - <1600 Permeabilidade (mD) >20 >10 >50 >100 >50 >1000 Saturação de Óleo (%) - >50 >60 >20 >10 >50 Viscosidade do Óleo (cP) 5-30 <150 <150 <100 <150 <5400 Densidade do Óleo (°API) - >15 - - - >11 Temperatura (°C) <80 (Max 95) < 93.3 <70 <80 <93.3 <65 Salinidade (ppm) - - <100000 <5000 0 <50000 <4600 0 Dureza (ppm) - - <1000 - <100 -
Litologia Arenito Arenito Arenito Arenit o Arenito Arenit o Mobilidade do Óleo (md/cP) - - - >0.31
Razão viscosa Óleo-Polímero
Apesar do grande de número de polímeros e de seus respectivos potenciais para a recuperação avançada de óleo, os polímeros mais utilizados em EOR podem ser sumarizados em duas categorias: os polímeros sintéticos, destacando-se a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), e os biopolímeros, representados principalmente pela goma xantana (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998; LAKE 1989; SHENG 2011). A razão histórica para a utilização destes polímeros na recuperação avançada de óleo provém do fato de que ambos já possuíam extensivas aplicações em outras indústrias. Enquanto a poliacrilamida é usada na indústria do papel e como floculante em processos industriais, a goma de xantana atua como agente espessante na indústria alimentícia (SORBIE, 1991).
As poliacrilamidas (PAM) são polímeros solúveis em água cuja a unidade monomérica é a molécula de acrilamida (LAKE, 1989). Em função do alto grau de adsorção à superfície rochosa, a poliacrilamida é usada em sua forma parcialmente hidrolisada na recuperação avançada de óleo (SHENG, 2011; SORBIE, 1991). O processo de hidrólise parcial consiste na reação da PAM com bases de hidróxido de sódio, hidróxido de potássio ou carbonato de sódio (SHENG, 2011). Como resultado deste processo, tem-se a conversão do grupo amida (CONH2)
de alguns monômeros em grupos carboxilícos (COO-) (SHENG, 2011; LAKE 1989). A Figura
2.5 ilustra a molécula de PAM e HPAM.
Figura 2.5: (A) Estrutura química da cadeia de poliacrilamida e (B) poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) (Adaptado de SORBIE, 1991).
De acordo com SHENG (2011), o grau de hidrólise das HPAMs comerciais varia entre 15 e 30%. O grau de hidrólise, fração molar de amida transformada em grupos carboxílicos,
tem sido selecionado para otimizar algumas propriedades do polímero, tais como: solubilidade aquosa, viscosidade e retenção polimérica (LAKE, 1989). Caso o grau de hidrólise seja baixo, o polímero não será solúvel em água, se muito alto, suas propriedades serão sensíveis à salinidade e à dureza do solvente aquoso (LAKE, 1989 apud SHUPE, 1981).
Além de depender do grau de hidrólise, o poder viscosificante do polímero baseia-se no seu peso molecular médio (LAKE, 1989). A maioria dos polímeros utilizados na recuperação avançada de óleo possuem um peso molecular médio de até 20 milhões de Daltons (SHENG, 2011).
A inclusão dos grupos carboxílicos (COO-) negativamente carregados na molécula de acrilamida transforma a referida molécula em um polietrólito, que, como tal, irá interagir fortemente com os íons em solução (SORBIE, 1991). A presença de íons em solução tem um aspecto negativo no que concerne ao aumento de viscosidade de um determinado solvente aquoso quando há adição de HPAM. O fato de os grupos carboxílicos repelirem-se e, como consequência disso, distenderem a molécula de HPAM, promovendo um aumento da viscosidade, é minimizado quando há íons monovalentes e divalentes no solvente. A existência de cátions na solução, provindos da adição de sais tais como NaCl e KCl, neutraliza os grupos carboxílicos carregados negativamente, resultando em um encolhimento molecular e uma consequente redução da viscosidade (SHENG, 2011; LITTMAN, 1988; SORBIE, 1991). A Figura 2.6 apresenta um comparativo do aspecto molecular do polímero em um ambiente de baixa e alta salinidade.
Figura 2.6: Esquema ilustrando o efeito da salinidade em um polietrólito de cadeia flexível, tal como a HPAM (Adaptado de SORBIE, 1991)
A redução da viscosidade das soluções poliméricas de HPAM em função da salinidade é apresentada no gráfico da Figura 2.7, desenvolvido por MARTIN & SHERWOOD (1973). Além de comprovar que o contínuo aumento da salinidade provoca reduções mais pronunciáveis nas viscosidades das soluções poliméricas de HPAM, os autores demonstraram,
por este mesmo gráfico, que soluções de PAM não são muito sensíveis à salinidade do solvente, uma vez que este polímero possui graus de hidrólises baixos (2-4%) (SHENG, 2011).
O nível de dureza do solvente aquoso, isto é, a concentração de cátions divalentes (Ca2+ e Mg2+), tem um efeito mais significativo no que diz respeito à redução da viscosidade se comparado às espécies monovalentes (Na+ e Ca+), quando adicionados em percentagem de massa equivalente (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998; SHENG, 2011). Esta redução é mais acentuada pois os íons divalentes neutralizam as cargas dos grupos carboxílicos de modo mais eficiente, fazendo com que o encolhimento das moléculas de polímero seja mais pronunciado (GREEN & WILLHITE, 1998). Em casos que a HPAM possui um grau de hidrólise acima de 40%, a presença de íons divalentes pode ocasionar a floculação do polímero (SHENG, 2011).
Figura 2.7: Viscosidade Relativa da PAM e HPAM em uma salmoura de cloreto de sódio. Concentração de polímero 600 mg/l, temperatura 25°C e taxa de cisalhamento de 7.3 s-1
(Adaptado de MARTIN & SHERWOOD, 1973).
A alta sensibilidade da HPAM à salinidade e à dureza, assim como a outros fatores (temperatura, por exemplo), fazem com que, em alguns casos, estas moléculas sejam copolimerizadas com outras substâncias químicas. Segundo Zaitoun et al. (2012), para aplicações em processos de recuperação avançada de óleo, as principais substâncias químicas utilizadas são: nVP (n-vinylpirrolidona) e a ATBS (Acrilamida ter-butil sulfonado). A estrutura química de cada uma destas substâncias é ilustrada na Figura 2.8.
A inclusão destes agrupamentos na estrutura química da HPAM fornece-lhe maior resistência à salinidade e à temperatura (ZAITOUN, et al. 2012). O maior grau de estabilidade
das poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, com os grupos químicos previamente citados, à salinidadade e à temperatura em relação a outros polímeros sintéticos é demonstrado nos trabalhos de GAILARD et al. (2015) e KAMAL et al. (2013).
Figura 2.8: Estrutura química dos grupos químicos (A) ATBS (B) n-VP (Adaptado de ZAITOUN et al., 2012).
Dado que o principal objetivo do polímero é aumentar a viscosidade da água, o estudo do comportamento reológico das soluções poliméricas é fundamental para viabilizar este processo (MELO, 2008). Portanto, a compreensão das propriedades reológicas das soluções poliméricas é necessária em qualquer projeto que avalie a injeção de polímeros como método de recuperação avançada.
Por meio da reologia é possível analisar a relação entre a tensão aplicada e a deformação de um determinado sistema. Nos fluidos, esta relação foi incialmente expressa pelo modelo de Newton, o qual prediz que quando submetidos à ação de uma tensão de cisalhamento, os fluidos escoam de uma forma tal que o gradiente de velocidade é estritamente proporcional à tensão aplicada (MAEGAVA, 1986). Assim, a viscosidade representa, a uma dada pressão e temperatura, uma constante de proporcionalidade entre tensão aplicada e o gradiente de velocidade (representado pela taxa de cisalhamento), como demonstrado na equação 2.6.
τ = tensão de cisalhamento (Pa); γ = taxa de cisalhamento (s-1); µ = constante de
proporcionalidade - viscosidade dinâmica (Pa.s);
Os fluidos que se comportam conforme o modelo de Newton são denominados fluidos Newtonianos. Fluidos mais comuns, tais como água, ar e óleo, são Newtonianos em condições normais (FOX, 2014). A deformação de um fluido Newtoniano cresce contínua e linearmente, com a tensão de cisalhamento aplicada. Ademais, a resistência ao escoamento, isto é, a viscosidade, é independente da taxa de cisalhamento (TEIXEIRA, 2005).
Os fluidos para os quais a tensão de cisalhamento não é diretamente proporcional à taxa de deformação são não Newtonianos (FOX, 2014). Assim, os fluidos não Newtonianos, em sua grande maioria, não podem ser caracterizados por um único valor de viscosidade pois, em geral, a viscosidade varia com a taxa de cisalhamento (MAEGAVA, 1986). Entretanto, na curva reológica é possível definir uma viscosidade aparente para cada um dos pontos (taxa de cisalhamento) que a constituem (MAEGAVA, 1986). Matematicamente, a viscosidade aparente é expressa pela equação 2.7.
𝜇𝑎𝑝𝑝= 𝜏
𝛾̇ Equação 2.7
Os fluidos não Newtonianos são classificados como independentes do tempo, dependentes do tempo e viscoelásticos (FOX, 2014). Os fluidos independentes de tempo são fluidos cuja viscosidade depende somente do valor instantâneo da tensão de cisalhamento (TEIXEIRA, 2005). Estas são características de materiais denominados de Binhgam, dilatantes e pseudoplásticos. Os fluidos que apresentam o comportamento de Bingham necessitam de uma tensão de cisalhamento mínima para começarem a escoar e, após isso, apresentam uma relação linear entre a tensão e a taxa de cisalhamento. Diferentemente dos fluidos de Bingham, os fluidos com comportamento dilatante ou pseudoplástico não necessitam de uma tensão mínima para escoarem e suas relações entre a tensão e a taxa de cisalhamento não se dá de uma maneira linear (TEIXEIRA, 2005). A Figura 2.9 apresenta as curvas de fluxo dos fluidos de comportamento Newtoniano, pseudoplástico, dilatante e de Bingham.
Figura 2.9: Curvas de fluxo de fluidos Newtonianos e fluidos não-Newtonianos independentes do tempo (FOX, 2014).
Tanto as soluções poliméricas de HPAM quanto de goma xantana caracterizam-se por apresentarem um comportamento pseudoplástico (SORBIE, 1991; GREEN & WILLHITE, 1998). Isto é, são fluidos cuja viscosidade aparente diminui à medida que a taxa de cisalhamento aumenta, conforme ilustra a Figura 2.10.
O principal modelo empírico usado para descrever o comportamento de fluidos pseudoplásticos e, portanto, de soluções poliméricas é o modelo de potência de Ostwald-de-Waele, exibido na equação 2.8 (GREEN & WILLHITE, 1998; SORBIE, 1991). Neste modelo, o parâmetro n é chamado de índice de comportamento e, constitiu-se em uma propriedade física do fluido que caracteriza seu grau de comportamento não Newtoniano. Para os fluidos pseudoplásticos, quanto menor o valor de n, maior é a pseudoplasticidade do fluido, até que no caso extremo de pseudoplasticidade infinita, n torna-se nulo. O parâmetro K, conhecido como índice de consistência, é representativo do grau de viscosidade do fluido, isto é, quanto maior o valor K mais espesso ou viscoso é o fluido (MAEGAVA, 1986).
𝜇(𝛾)̇ = 𝐾 ∗ 𝛾̇𝑛−1 Equação 2.8
2.3 Degradação
A eficiência da injeção de polímeros passa necessariamente pela estabilidade da solução polimérica em períodos relativamente longos. Assim sendo, é importante que o polímero não se degrade rapidamente. A degradação refere-se a qualquer processo que promova a quebra da estrutura molecular do polímero, interferindo assim em suas propriedades (SORBIE, 1991). A degradação polimérica pode ser dividida em três tipos: química, mecânica e biológica.
A degradação química está relacionada à quebra das moléculas de polímero, seja a curto prazo em função do ataque de contaminantes, ou a longo prazo devido a processos de hidrólise (SORBIE, 1991).
A degradação por contaminantes está associada ao ataque da molécula polimérica por substâncias presentes no solvente aquoso, tais como ferro e oxigênio. A presença do oxigênio conduz à uma degradação por oxidação das moléculas de HPAM. Contudo, em baixas temperaturas, o efeito do oxigênio dissolvido na viscosidade da solução de HPAM não é significativo. À medida que há um aumento da temperatura, mesmo com a presença de pequenas frações de oxigênio, a viscosidade das soluções de HPAM decaem rapidamente com o tempo (SHENG, 2011).
A degradação por oxidação é catalisada na presença de radicais, tal como o íon ferroso (Fe2+). A oxidação do íon ferroso em íon férrico (Fe3+) produz um radical livre de oxigênio (O2-), que por sua vez reage com a poliacrilamida parcialmente hidrolisada, gerando peróxidos e quebrando as cadeias poliméricas. Após isso, o radical livre de oxigênio, produzido da reação
