ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM ... Calil Alvarez Tkotz.pdf · nas técnicas de...
103
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM PLATAFORMAS OFFSHORE MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO PEDRO CALIL ALVAREZ TKOTZ Niterói, 2011
Transcript of ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM ... Calil Alvarez Tkotz.pdf · nas técnicas de...
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM PLATAFORMAS
OFFSHORE
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PEDRO CALIL ALVAREZ TKOTZ
Niterói, 2011
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PEDRO CALIL ALVAREZ TKOTZ
ESTUDO DA EVOLUÇÃO DE SISTEMAS DE INJEÇÃO EM PLATAFORMAS
OFFSHORE
Monografia apresentada ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do título de Engenheira de
Petróleo.
Orientador: Roger Matsumoto Moreira, PhD
Niterói
2011
iii
AGRADECIMENTOS
Inicialmente agradeço a Deus por proporcionar esta oportunidade ímpar de
crescimento profissional em nossas vidas.
Aos nosso familiares, em especial nossos pais, pela orientação segura, apoio
incondicional, compreensão pelas nossas ausências e incentivo no decorrer de todo o curso.
Ao Professor Roger Matsumoto, pela orientação deste trabalho, confiança, incentivo e
apoio dispensado, pois sempre reservou um tempo para me atender, mesmo com prejuízo de
suas atividades pessoais.
Ao Professor Geraldo Ferreira, coordenador do curso de graduação de Engenharia de
Petróleo da UFF, agradeço pela dedicação e esforço na coordenação e pelo incentivo ao longo
do curso, contribuindo sobremaneira para seu pleno êxito e resultados alcançados.
Ao Sr. Pedro Riera, representante da Empresa AKER SOLUTIONS do Brasil Ltda.
agradeço pela contribuição de material didático relevante para ilustrar o presente trabalho.
A todo o Corpo Docente do Curso de Graduação de Engenharia de Petróleo da UFF,
pela compreensão, dedicação e conhecimentos disseminados, os quais serão vitais para o
desenvolvimento das nossas carreiras profissionais.
Finalmente, agradeço a amizade dispensada pelos colegas de curso, pelo
companheirismo que prevaleceu durante os anos de estudo e cujas lembranças permanecerão
indeléveis na nossa mente, desejando encontrá-los em outras oportunidades profissionais.
iv
"Na vida tudo é escuridão, salvo quando
há anseios. Mas todo anseio é cego,
salvo quando há conhecimento. Mas
todo o conhecimento é vão, salvo
quando há trabalho. E quando se trabalha
com amor, se une a si próprio, ao
próximo e a Deus." Gibran Kahlil Gibran
v
RESUMO
A energia primária de um reservatório, responsável pela extração do óleo acumulado
neste, eventualmente diminui e chega a níveis onde a produção torna-se inviável
economicamente.
Assim sendo, é fundamental que sejam tomadas providências para reverter esse quadro
desfavorável. Uma opção é abandonar os poços que já não se mostram lucrativos e investir
em descobertas de novos reservatórios ou perfuração de novos poços em reservatórios que
ainda estão bastante produtivos. Outra opção, mais utilizada mundialmente, é tomar
providências com técnicas de recuperação secundária, que têm como objetivo aumentar a
produção de reservatórios com energia primária já reduzida. Esses métodos de recuperação
secundária são, em grande parte, baseados na injeção de fluidos no reservatório. O principal
método é o de injeção de água.
Assim, nas plataformas offshore atuais, existe um módulo de injeção de água, o qual
requer toda uma estrutura adptada e preparada na plataforma. Por conseguinte, as inovações
nas técnicas de injeção de água (e tratamento de água de injeção) são relacionadas a inovações
também nas plataformas.
O presente trabalho tem como objetivo fazer um estudo de caráter evolutivo de tais
inovações. Para tal, serão abordados os principais métodos de recuperação secundária, bem
como as inovações nesta área da indústria petrolífera. Em paralelo, será feito um estudo do
histórico das plataformas FPSO’s1 (Floating Production Storage and Offloading),
relacionando as mudanças das plataformas com as inovações nos sistemas de injeção,
provenientes dos avanços nas técnicas de injeção de fluidos nos reservatórios de óleo e gás.
Palavras-chave: Injeção, Plataforma, Recuperação, Secundária.
1 FPSO – Embarcação amplamente utilizada de produção, armazenamento e descarrregamento de óleo e gás.
vi
vi
ABSTRACT
The primary energy of a reservoir, which is responsible for the extraction of the oil,
will inevitably decrease to a level where the production becomes impracticable economically.
Therefore, it is essencial that something is done in order to revert this adverse
situation. One option available is to abandon the wells that aren’t profitable anymore and
invest resources in new reservoirs that haven’t been explored yet, or in the discovery of new
ones. Another option, more common, is to apply techniques of Enhanced Oil Recovery
(EOR), with the intent to increase the production of reservoirs that are already with that low
primary energy. These EOR methods are, in vast majority, based on the injection of fluids
into the reservoir. The main method is the water injection.
Thus, current offshore rigs are provided with a water injectino module, which requires
adaptations on the structure of the ship. Consequently, the innovations surrounding the water
injection techniques (and, of course, the water injection treatment) are directly related to the
adaptations and changes required on the ships.
This paper aims to study the evolution of such changes. In order to do that, the main
EOR methods will be explained, as well as the innovations regarding those methods.
Simultaneously, the whole historic of the Floating Production Storage and Offloading
(FPSO)2 will be covered, related with the adaptations that the ships need in order to receive
the changes regarding water injection modules, triggered by the innovations in the water
injection method.
Keywords: Rig, Injection, Enhanced, Recovery.
2 FPSO – Vessel widely used in the oil industry for production, storage and offloading of oil and natural gas.
vii
LISTA DE SIGLAS
API
BCS
American Petroleum Institute
Bomba Centrífuga Submersa
BPD
BSW
Barris Por Dia
Basic Sediments and Water
CCS
CALM
CAPEX
CENPES
CIP
COFCAW
EOR
FCM
FPSO
FPU
FRP
Carbon Capture and Storage
Catenary Anchor Leg Mooring
Despesas de Capital
Centro de Pesquisas da Petrobras
Clean in Place
Combination of Forward Combustion and Waterflooding
Enhanced Oil Recovery
First Contact Miscible
Floating, Production, Storage and Offloading
Floating Production Units
Fiber Reinforced Platisc
viii
FSO
GLP
IPCC
MCM
MEA
MEOR
NETL
NORM
OOIP
OPEX
PFD
PPM
PWRI
SAGD
SAIA
SRWI
Floating Storage and Offloading
Gás Liquefeito de Petróleo
Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas
Multiple Contact Miscible
Mono Etanol Amina
Microbial Enhanced Oil Recovery
National Energy Technology Laboratory
Naturally Ocurring Radioactive Material
Óleo Originalmente no Reservatório
Despesas Operacionais
Process Flow Diagram
Partes Por Milhão
Produced Water Re-Injection
Steam Assisted Gravity Drainage
Sistema Antecipado de Injeção de Água
Subsea Raw Water Injection
ix
SWIT
UFD
URS
VLCC
WAG
Subsea Water Injection Treatment
Utility Flow Diagram
Unidade de Remoção de Sulfato
Very Large Crude Carrier
Water-Alternating-Gas
viii
x
LISTA DE FIGURAS
.
Figura 1.1 P.P. Moraes (P-34) e sua evolução de ancoragem ......................................... 4
Figura 2.1 Volume de reservas e recuperação com processos de EOR ........................... 10
Figura 2.2 Injeção de polímeros e água. Deslocamento macroscópico ........................... 13
Figura 2.3 Injeção de polímeros e surfactantes ............................................................... 14
Figura 2.4 Injeção miscível de dióxido de carbono ......................................................... 15
Figura 2.5 Processo de injeção cíclica de vapor .............................................................. 15
Figura 2.6 Processo de injeção de polímeros e surfactantes ............................................ 19
Figura 2.7 Processo de FCM com GLP e gás seco .......................................................... 21
Figura 2.8 Processo miscível de injeção de GLP e água alternativamente, WAG .......... 22
Figura 2.9 Envelope de fases para óleo, GLP e gás seco ............................................... 22
Figura 2.10 Injeção miscível de CO2 ................................................................................. 23
Figura 2.11 Processo de injeção miscível de CO2 alternado com água, WAG ................ 25
Figura 2.12 Esquematização de captura e armazenamento de CO2 ................................... 27
Figura 2.13 Injeção de vapor superaquecido ..................................................................... 29
Figura 2.14 Processo de injeção contínua de vapor .......................................................... 32
Figura 2.15 Processo de combustão in situ ....................................................................... 35
Figura 2.16 Processo de combustão in situ ....................................................................... 36
Figura 2.17 Perfil de temperatura entre poço injetor e produtor na combustão in situ ..... 36
Figura 2.18 Esquema de injeção periférica ....................................................................... 39
Figura 2.19 Esquema de injeção no topo ........................................................................... 40
Figura 2.20 Esquema de injeção na base ........................................................................... 40
Figura 2.21 Esquema de injeção em linha direta ............................................................... 41
Figura 2.22 Esquema de injeção em linhas esconsas ........................................................ 42
Figura 2.23 Esquema de injeção de malha five-spot ......................................................... 42
xi
Figura 2.24 Esquema de injeção de malha seven-spot ...................................................... 43
Figura 2.25 Esquema de injeção de malha nine-spot ........................................................ 43
Figura 2.26 Esquema de injeção de malha seven-spot invertida ....................................... 43
Figura 2.27 Esquema de injeção de mallha nine-spot invertida ........................................ 44
Figura 3.1 Filtro de 5 µm, novo e usado .......................................................................... 51
Figura 3.2 Esquematização submarina tradicional .......................................................... 53
Figura 3.3 Esquematização submarina com uso do SWIT .............................................. 53
Figura 3.4 Redes de distribuição em marcha e por manifolds ......................................... 54
Figura 3.5 Equipamentos de superfície de sistema de injeção de água ........................... 56
Figura 3.6 Evolução da queda de injetividade com o tempo pelo programa INJECT .... 59
Figura 3.7 Mecanismo de Subsea Raw Water Injection .................................................. 61
Figura 4.1 Incrustação em tubulação de água produzida ................................................. 65
Figura 4.2 Processo de Remoção de Sulfatos – Nanofiltração ........................................ 68
Figura 4.3 Membranas de Nanofiltração ......................................................................... 69
Figura 4.4 Arranjo dos vasos das membranas ................................................................. 69
Figura 4.5 Relação de controle de incrustações com seus fatores ................................... 72
Figura 4.6 Tratamento de água do mar com URS à montante da desaeradora ................ 73
Figura 4.7 URS posicionada à jusante da torre desaeradora ........................................... 74
Figura 4.8 Unidade de Remoção de Sulfato (URS) ........................................................ 77
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 Características de FPSO’s de acordo com suas fases .................................... 5
Tabela 2.1 Intervalos de composição de solução micelar ................................................ 18
Tabela 5.1 Vantagens e desvantagens dos possíveis posicionamentos da URS .............. 79
xiii
SUMÁRIO
1 – CONSIDERAÇÕES INICIAIS .................................................................................. 1
1.1 – MOTIVAÇÃO .......................................................................................................... 2
1.2 – OBJETIVO ............................................................................................................... 3
1.3 – HISTÓRICO E EVOLUÇÃO DAS FPSO’S ............................................................ 3
1.3.1 – FASE 1 ................................................................................................................ 4
1.3.2 – FASE 2 ................................................................................................................ 6
1.3.3 – FASE 3 ................................................................................................................ 7
1.3.3.1 – PROJETO DA FPSO P-50 .......................................................................... 8
2 – MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ................................................. 10
2.1 – ALTERNATIVAS À RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ....................................... 12
2.2 – DESCRIÇÃO DOS PROCESSOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ............ 13
2.2.1 – PROCESSOS DE CONTROLE DE MOBILIDADE ......................................... 16
2.2.2 – PROCESSOS QUÍMICOS ................................................................................. 17
2.2.3 – PROCESSOS MISCÍVEIS ................................................................................. 20
2.2.3.1 – SEQUESTRO DE CARBONO .................................................................... 26
2.2.3.1.1 – ARMAZENAMENTO E INJEÇÃO ...................................................... 27
2.2.3.1.2 – RISCO DE VAZAMENTOS .................................................................. 28
2.2.4 – PROCESSOS TÉRMICOS ................................................................................ 29
2.2.4.1 – INJEÇÃO DE FLUIDOS QUENTES ......................................................... 29
2.2.4.1.1 – INJEÇÃO DE ÁGUA AQUECIDA ....................................................... 31
2.2.4.1.2 – INJEÇÃO DE VAPOR ........................................................................... 31
2.2.4.2 – COMBUSTÃO IN SITU .............................................................................. 35
2.2.5 – OUTROS MÉTODOS DE EOR ....................................................................... 38
2.3 – ESQUEMAS DE INJEÇÃO ................................................................................... 38
2.4 – CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS DA INJEÇÃO DE ÁGUA .................. 44
xiv
2.4.1 – QUESTÕES QUE AFETAM O PROCESSO DE INJEÇÃO DE ÁGUA ......... 45
2.4.1.1 – CARACTERÍSTICAS DA FORMAÇÃO E RESERVATÓRIO .................. 45
2.4.1.2 – CARACTERÍSTICAS DOS FLUIDOS ........................................................ 46
2.4.1.3 – MECANISMO DE PRODUÇÃO UTILIZADO ........................................... 46
3 – COMPONENTES DOS SISTEMAS DE INJEÇÃO DE ÁGUA ............................. 48
3.1 – CAPTUÇÃO E ADUÇÃO ....................................................................................... 48
3.2 – TANCAGEM ............................................................................................................ 50
3.3 – TRATAMENTO ....................................................................................................... 50
3.4 – CONJUNTO MOTOR-BOMBA .............................................................................. 54
3.5 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO .................................................................................... 54
3.6 – POÇOS ...................................................................................................................... 55
3.6.1 – POÇOS DE INJEÇÃO ........................................................................................ 55
3.6.2 – POÇOS DE CAPTAÇÃO E DUMP-FLOOD .................................................... 57
3.7 – NOVAS TECNOLOGIAS DOS SISTEMAS DE INJEÇÃO DE ÁGUA ............... 58
3.7.1 – EVOLUÇÃO DOS SISTEMAS DE ÁGUA ..................................................... 58
3.7.2 – DECLÍNIO DE INJETIVIDADE ...................................................................... 58
3.7.3 – CONTROLE DO DECLÍNIO DE INJETIVIDADE ......................................... 59
3.7.4 – SUBSEA RAW WATER INJECTION ................................................................. 61
3.7.5 – GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA .............................................. 62
3.7.6 – REINJEÇÃO DE ÁGUA PRODUZIDA ........................................................... 62
3.7.7 – SEPARAÇÃO SUBMARINA DE ÓLEO E ÁGUA ......................................... 63
4 – REMOÇÃO DE SULFATO EM ÁGUAS SALGADAS DE INJEÇÃO ................. 65
4.1 – O PROCESSO DE REMOÇÃO DE SULFATO ...................................................... 67
4.2 – REMOÇÃO DE SULFATOS EM ÁGUAS PROFUNDAS .................................... 70
4.3 – APLICAÇÕES DO PROCESSO DE REMOÇÃO DE SULFATO ......................... 71
4.4 – POSICIONAMENTO DA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO NO SISTEMA DE TRATAMENTO DE ÁGUA DE INJEÇÃO ...............................................
72
xv
4.4.1 – POSICIONAMENTO DE URS E DESAERADORA NAS P-58 E OSX-2 ...... 75
4.4.2 – P-51 E SUA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO ................................. 76
5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ...................................................................................... 77
5.1 – CONCLUSÃO .......................................................................................................... 77
5.2 – PERSPECTIVAS FUTURAS ................................................................................... 80
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................. 82
1
CAPÍTULO 1 – CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Eventualmente, todo poço de petróleo chega numa fase onde o fluido a ser
produzido, dentro do reservatório, não tem mais energia suficiente para vencer as perdas
de carga e chegar à cabeça de poço, levando assim a uma queda na vazão de produção
do poço. Esta queda de vazão chega a um ponto onde não é mais economicamente
viável manter o poço em produção, devido ao esgotamento dessa energia primária.
Pode-se então abandonar o mesmo (quando algum motivo particular inviabiliza de
alguma forma implementações de métodos adicionais para produção) ou implementar
técnicas com o intuito de acelerar a produção para adiantar o fluxo de caixa ou alcançar
a viabilidade econômica a partir do aumento da vazão, chamadas de métodos de
recuperação secundária.
Antigamente, estes métodos de recuperação secundária eram os métodos
aplicados após a fase de recuperação primária, e após aquela fase de recuperação
secundária vinham as técnicas de recuperação terciária. A partir da década de 1990
começou-se a usar o termo de recuperação secundária para qualquer método que venha
a ser utilizado para aumentar a vazão de produção e/ou a eficiência de drenagem do
reservatório. Em adição, estes métodos são divididos em convencionais (anteriormente
chamados de recuperação secundária) e especiais, anteriormente conhecidos como
recuperação terciária. Atualmente, todos são chamados de métodos de recuperação
secundária ou métodos de Enhanced Oil Recovery (EOR). (ROSA, 2006)
Os métodos de recuperação secundária convencionais são a injeção de água e
injeção imiscível de gás. A técnica de injeção de água, mais usada mundialmente, foi
primeiramente posta em uso no campo de Bradford, EUA. No Brasil foi utilizada pela
primeira vez no campo de Dom João, na Bahia, em 1953. Os métodos especiais de
recuperação secundária são injeção miscível de gás, injeção de vapor, injeção de
polímeros e surfactantes, combustão in situ, injeção de hidrocarbonetos, além de muitos
outros.
Um método ainda menos convencional que os supracitados, que deverá ser
amplamente utilizado pela Petrobras na explotação do Campo de Lula, anteriormente
conhecido como Tupi, é o método de Water-Alternating-Gas (WAG). O processo de
WAG consiste em slugs, ou rajadas, de injeção alternando entre gás e água. Este
2
método, que visa aumentar a mobilidade do óleo a ser produzido, foi proposto em 1958
por Claude e Dyes, ganhando maior enfoque e avanços recentemente.
Todos estes métodos de injeção aqui introduzidos serão discutidos e estudados
mais à frente, para melhor compreensão do sistema de injeção dos mesmos. Após a
revisão bibliográfica dos métodos de recuperação, será feita também uma revisão da
dispersa literatura sobre os sistemas de injeção das plataformas, em especial as offshore.
Será feito então um estudo sobre a evolução destes sistemas, motivada pela necessidade
de maiores vazões e pelas intensas inovações tecnológicas na área.
1.1 Motivação
Este trabalho foi motivado pela importância das técnicas de recuperação
secundária, em particular as de injeção de fluidos, na drenagem de um reservatório. É
fundamental continuar a produção de um poço com estes métodos pois o fator de
recuperação de um poço com apenas a recuperação primária usualmente gira em torno
de 15% do Oil Original In Place (OOIP)1, que é a quantidade de óleo contida no
reservatório originalmente. Após executada a recuperação secundária o fator de
recuperação do poço pode chegar a 60%, ficando comumente em torno de 30% em
áreas offshore – a média de recuperação da Petrobras em áreas marítimas é de 32%.
Durante a década de 60, as atividades petrolíferas no estado da Califórnia, EUA,
foram aceleradas e incentivadas pelo desenvolvimento dos métodos térmicos de
recuperação secundária. Portanto, o estudo de recuperação secundária é de vital
importância para a indústria petrolífera não só pelo grande aumento de lucratividade
para a mesma, mas como também para embasar estudos futuros sobre avanços
tecnológicos que possam elevar essa porcentagem de recuperação a padrões ainda
maiores que 60% de OOIP.
De igual importância podem-se citar as grandes inovações tecnológicas no que
diz respeito à injeção de gás carbônico em reservatórios de petróleo como estocagem do
poluente longe da atmosfera. Este método, também chamado de Carbon Capture and
Storage (CCS), é melhor explicado e avaliado no capítulo 5. Esta possível solução para
a excessiva emissão de CO2 na atmosfera vem sendo profundamente estudada
recentemente. No entanto, o uso de injeção de gás carbônico como método de EOR já é 1 OOIP – Quantidade de óleo no reservatório originalmente, anterior ao início da produção. 2 CAPEX – Despesas relacionadas ao investimento.
3
comum há décadas, tendo seu primeiro sucesso no projeto de Sacroc e NorthCross, no
Texas, onde o CO2 era produzido, separado, e então reinjetado.
Assim sendo, é claro que melhorias e inovações no upstream vêm sendo feitas a
cada ano, e evidentemente, as plataformas sofrem adaptações baseadas em novos
conceitos, equipamentos e objetivos. Estas mudanças anuais estimulam um trabalho que
visa reunir, definir e explorar esses conhecimentos e as plataformas com seus sistemas
de injeção.
1.2 Objetivo
A escolha correta do método de recuperação secundária a ser aplicado num poço
é fundamental para a vida produtiva do mesmo. Devem ser levados em consideração
diversos fatores, tais como as relações entre pressões e vazões e entre estas com o tempo
do projeto, além de certas características especiais do reservatório, como por exemplo,
as variações de permeabilidade , estratificações, existência de falhas, entre outras.
Sendo a injeção de fluidos o método de recuperação secundária mais utilizado
no mundo, o sistema de injeção da plataforma é igualmente importante. Este trabalho
tem então como objetivo estudar as evoluções desses sistemas em plataformas offshore,
fazendo uma revisão bibliográfica do que há hoje na literatura, explanando seus
equipamentos e o funcionamento dos mesmos e buscando atingir a explicação clara,
precisa e sucinta dessa importante fase da vida produtiva de um poço. Será estudado
como as plataformas offshore vêm sendo modificadas para se adaptarem às inovações
tecnológicas da área e o porquê dessas adaptações.
A seguir, será analisado um histórico da evolução das FPSO’s (Floating,
Production, Storage and Offloading) no Brasil. Em seguida será feita uma revisão
bibliográfica acerca dos métodos de recuperação secundária, em especial os que
envolvem injeção.
1.3 Histórico e Evolução das FPSO’s
No Brasil, entre todos os tipos de plataformas da indústria de petróleo e gás, a
mais utilizada é uma embarcação do tipo FPSO. Como o próprio nome diz, essa
plataforma flutuante é responsável pela produção de diversos poços, armazenamento
dos fluidos produzidos, e transporte dos mesmos para outras embarcações, os navios
4
aliviadores, responsáveis pelo transporte dos fluidos produzidos da plataforma até a
costa. A Petrobras começou a utilizar as FPSO’s em suas operações no ano de 1979,
através da instalação de uma planta de processos sobre o deck da P.P.Moraes,
posteriormente renomeada para P-34. A evolução que este tipo de plataforma sofreu ao
longo destes últimos 30 anos é notória e será explicada adiante, resultando em projetos
modernos como os da semi-submersível P-51, que terá, inclusive, seu sistema de
tratamento de água para injeção discutido no capítulo 4.
A Petrobras classifica as FPSO’s e suas instalações e projetos em 3 fases. A
primeira, abrangendo FPSO’s de 1979 até o começo dos anos 90, consiste em FPSO’s
oriundas de adaptações de outras plataformas. A fase 2, englobando a década de 90,
consiste de um boom na construção e instalação de FPSO’s. A fase 3 consolidou a
construção de novas gerações de plataformas, com projetos inovadores.
1.3.1 Fase 1
Em 1978, a primeira boia CALM (Catenary Anchor Leg Mooring) foi instalada
no campo de Anchova, na Bacia de Campos, área offshore contendo cerca de 40 campos
de petróleo, com o intuito de permitir a ancoragem de um tanker de óleo, que receberia
a produção de hidrocarbonetos de outra plataforma.
No ano seguinte, a P.P. Moraes, antiga tanker, recebeu uma planta de processo
com o intuito de transformá-la em uma FPSO para uso no campo de Garoupa, ancorada
por um sistema de torre-Yoke. Nos anos seguintes, a plataforma sofreria mais mudanças
nos sistemas de ancoragem, como pode ser visto na figura 1.1, a seguir.
Figura 1.1. P.P Moraes (P-34) e sua evolução de ancoragem: Tower-yoke, CALM-yoke e Turret.
Fonte: PETROBRAS, OTC 18 681 (2007)
Em 1987, a P.P. Moraes (P-34), foi redirecionada para o campo Albacora, de
águas profundas, onde ficou até 1993.
5
Durante esse período, as plataformas utilizadas para produção nos campos da
Bacia de Campos eram, em grande maioria, semi-submersíveis. Chamadas de FPU’s
(Floating Production Units), essas unidades exportavam o óleo para navios tipo tankers,
aliviadores, conectados permanentemente a boias de carregamento. O primeiro projeto
da estatal deste tipo foi em 1992, no campo de Marlim, onde uma FSO (Floating
Storage and Offloading) do tipo Aframax, Horta Barbosa, foi ancorada a 625 metros de
lâmina d’água, quebrando recordes mundiais da época para boias CALM. A FSO Horta
Barbosa foi pioneira na operação de alívio na Bacia de Campos, provando que as
operações eram seguras para as condições adversas daquele campo, àquela época.
As modificações necessárias para os tankers funcionarem como FSO’s eram
mínimas, já que eram restritas também pelos tamanhos dos navios, Panamax ou
Aframax. Consequentemente, as FPSO’s/FSO’s da época não tinham unidades de
injeção de água e nem exportavam gás. Algumas outras características são apresentadas
na tabela 1.1, adaptada do artigo OTC 18 681, da Petrobras.
Nesta primeira fase, pode-se considerar que a P.P. Moraes foi um laboratório
flutuante para testes de ancoragem, de comportamento frente às condições marinhas e
de efeitos dos movimentos sobre a planta de processamento.
Tabela 1.1. Características de FPSO’s de acordo com suas fases. (Petrobras, OTC 18 681, 2007)
Característica Fase
I – 1979-1993 II – 1995-2001 III – 2002-2006
Unidades P.P. Moraes, Juruperna,
Horta Barbosa
P-31 / P-33 / P-35 /
P-37 P-50 / P-54 / P-53
Tamanho e Capacidades
Capacidade de
Processamento
(bpd)
< 60.000 ~100.000 180.000
Tamanho do Navio Panamax, Aframax VLCC VLCC
Compressores de
Gás
Pequenos Moto-
Compressores
(<600.000 m3/dia)
Grandes Turbinas
(1~2 MMm3/dia)
Grandes Moto-
Compressores (2
MMm3/dia)
Geração Principal Caldeiras a Vapor +
Moto-Geradores 1 MW
Caldeiras ou Turbo-
Geradores 5~10MW
Grandes Turbo-
Geradores 23MW
Tratamento de Água Bastante Limitado Completo, com
alguns gargalos Completo
6
Tabela 1.1. (cont). Características de FPSO’s de acordo com suas fases.
Capacidade de
Injeção de Água Nenhuma Completa Completa + URS
Gerenciamento de
Carga
2 Guindastes 3 Guindastes 3 Guindastes +
Monocarril
Atracação
Ancoragem tipo Single
Point em Torres ou
Boias
Ancoragem via
Turret
Ancoragem tipo
Spread (exceto P-53)
Arranjo Submarino
Poços Satélites ou
pequenos Manifolds
Submarinos
Grandes Manifolds
Submarinos de
Produção e Injeção
Poços Satélites
Conectados
diretamente à FPSO
Materiais
(tubulações e
embarcação)
Principalmente Aço-
Carbono
Plástico Reforçado
com Fibra (FRP) e
Cu-Ni
+ Aço Inoxidável
Duplex
Fonte: PETROBRAS, OTC 18 681 (2007)
Em 1994, após 15 anos de seu primeiro uso como unidade de produção, a P.P.
Moraes foi movida para o campo de Barracuda e foi renomeada para P-34. A
ancoragem passou a ser feita por turrets, devido à grande quantidade de risers (34)
conectados à FPSO. Além do novo sistema de ancoragem, a P-34 recebeu uma nova
planta de processamento, incluindo unidades de compressão de gás, e operou neste
campo de 1997 a 2003.
Essas modificações sofridas pela P.P. Moraes (P-34) caracterizam um período de
transição entre a fase 1 e a fase 2, pois a FPSO apresentava características clássicas de
plataformas da fase 1, tais como tamanho médio e ausência de sistema de injeção de
água, e outras referentes à fase 2, como ancoragem via turret, possibilitando
movimentos de 360o em torno do mesmo.
1.3.2 Fase 2
No começo dos anos 90, o crescimento da produção da Bacia de Campos levou à
necessidade de melhorias no sistema de exportação, pois as tubulações existentes na
época já operavam à máxima capacidade. Após alguns estudos da Petrobras, foi
7
concluído que para os campos de águas profundas Marlim e Albacora, o uso de FPSO’s
em vez de FPU’s seria recomendável.
Consequentemente, a estatal começou a conversão de 4 FPSO’s, sendo uma para
o campo de Albacora, a Vidal de Negreiros (P-31), e três para o campo de Marlim, a
Cairu (P-32), Henrique Dias (P-33) e José Bonifácio (P-35). Todas foram convertidas a
partir de VLCC’s (Very Large Crude Carriers) da própria frota da empresa. Alguns
meses depois, a P-37 foi contratada para o campo de Marlim.
Pela primeira vez no Brasil, as FPSO’s estavam sendo usadas como unidades de
produção durante toda a vida produtiva dos campos de petróleo. Obviamente, as
unidades eram grandes o suficiente (antigos VLCC’s), com grandes plantas de processo
para a época (no mínimo 100.000 bpd), incluindo completas unidades de compressão de
gás, e finalmente, sistemas de tratamento e injeção de água. Adicionalmente, todas
contavam com turrets e swivels grandes o suficiente para receber uma elevada
quantidade de risers, responsáveis pelo carregamento do óleo desde os manifolds
submarinos até as respectivas embarcações. Para duração a longo prazo, algumas
estratégias novas foram analisadas, incluindo o uso de novos materiais para certos
equipamentos submarinos, como por exemplo plástico reforçado de fibras, ou Fibre-
Reinforced Plastic – FRP, no sistema de elevação de água do mar. Pouco tempo depois,
mais duas FSO’s foram convertidas para FPSO’s para uso no campo de Roncador (P-
47) e Marlim Sul (P-38).
A alta eficiência destas 7 FPSO’s na Bacia de Campos mostrou que a escolha
deste tipo de plataforma ao invés de FPU’s foi correta. Contudo, algumas ressalvas
mostraram que ainda havia o que aprimorar e consertar. Algumas das ressalvas foram as
limitações nas plantas de tratamento de água e óleo, além de problemas operacionais
nos sistemas de exportação do óleo.
1.3.3 Fase 3
Em 2000, a construção das FPSO’s gêmeas P-43 e P-48, para os campos de
Barracuda e Caratinga, respectivamente, marcou uma transição entre a fase 2 e a fase 3,
pois o processo já envolvia o conceito de modularização, que permitia a divisão da
construção das plantas de processo em menores, possibilitando construções simultâneas,
mais rápidas. Outras características das plataformas dessa fase são explanadas na tabela
8
1.1. A seguir, alguns pontos do projeto da P-50 são levantados, caracterizando as
FPSO’s da fase 3, como as P-53 e P-54.
1.3.3.1 Projeto da FPSO P-50
Devido às características do reservatório de Albacora Leste, a planta de processo
da P-50 recebeu alguns módulos de tratamento ainda não utilizados pelas FPSO’s no
Brasil. Um deles é o sistema de remoção de CO2. A elevada quantidade de CO2 no óleo
de Albacora Leste levou à instalação de unidades de remoção deste gás, entre o segundo
e terceiro estágios de compressão de gás. Através do processo de absorção por MEA
(Mono Etanol Amina), a quantidade de CO2 era reduzida dos 5% iniciais para menos de
2%.
Outro módulo novo à época era a unidade de remoção de sulfato, URS. O
reservatório de Albacora Leste mostrou que a água da formação continha bário e
estrôncio em altas quantidades, 70 mg/l e 500 mg/l, respectivamente. Como será
explicado no capítulo 4, estes sais reagem com os sulfatos presentes na água salgada de
injeção, levando a problemas nos poços produtores, causados por incrustação. Assim
sendo, a URS da P-50 reduzia o conteúdo de sulfato da água salgada dos originais 2.800
mg/l para menos de 100 mg/l, com uma eficiência próxima de 75%, resultando numa
grande diminuição dos efeitos de incrustação.
Outra novidade importante na P-50 foi o sistema de captação de água do mar.
Usualmente, a captação da água salgada é feita por risers flexíveis que descem até 30
metros abaixo do deck da plataforma, com o objetivo de captar água com qualidade
apropriada para o sistema de injeção. Porém, o sistema de injeção de água representa
apenas 20% do total de água salgada que deve ser captada, sendo o resto representado
por água de resfriamento, para uso industrial, prevenção de incêndios, etc. Portanto, a
Petrobras decidiu usar um sistema dedicado apenas à captação dessa água, com bombas
de elevação submersas. Esta opção se mostrou mais prática tanto na construção quanto
na operação em comparação à localização dessas bombas na sala de bombas.
Adicionalmente, o sistema todo se mostrou mais eficiente, já que as bombas ficam mais
próximas do módulo de injeção de água.
O sistema de injeção de produtos químicos também sofreu melhorias na
construção dessa FPSO. Com a intenção de garantir a segurança dos envolvidos nos
processos de recebimento e manuseio de tais produtos, a P-50 incluía tanques fixos com
9
os produtos, conectados por tubos flexíveis para os containers apropriados. A abertura
de duas válvulas permitia o fluxo dos produtos químicos por efeitos gravitacionais,
evitando contato direto entre os produtos e qualquer operador da plataforma.
10
CAPÍTULO 2 – MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA
O desenvolvimento de processos de recuperação secundária, também chamada
de Enhanced Oil Recovery (EOR) – traduzido para o português como Recuperação de
Óleo Aprimorada – cresce desde a segunda guerra mundial, quando operadoras donas
de reservatórios com vazões descendentes de produção perceberam que uma quantidade
grande de óleo permanecia no reservatório após a recuperação primária. O estudo sobre
as técnicas de recuperação secundária foi estimulado pela queda de produção dos
grandes reservatórios da época, grande aumento de consumo mundial de petróleo e pelo
fato de que as descobertas de reservatórios imensos de óleo estavam cada vez mais
raras. Com as crises do petróleo de 1973 e 1979 e consequentemente as altas do preço
do petróleo, o interesse nessas técnicas cresceu exponencialmente. Um catalisador para
o crescimento dessas técnicas de EOR foi ter como objetivo a aceleração da produção,
ou pelo menos a redução da velocidade de seu declínio. Isso resulta numa antecipação
do fluxo de caixa do projeto em questão, dando retorno financeiro de forma mais rápida
para a operadora responsável pelo reservatório.
A figura a seguir demonstra a importância das técnicas de EOR a partir dos
fatores de recuperação primária e secundária.
Figura 2.1. Volume de reservas e recuperação com processos de EOR.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
11
Os dados são do fim de 1993 e são relacionados às atividades petrolíferas dos
Estados Unidos, somente. Pode-se observar que 536 x 109 barris tinham sido
descobertos até aquela data. A produção acumulada era de 162 x 109 barris e a reserva
provada era de 23 x 109 barris de óleo (bbl). Vale ressaltar que reserva provada é o
parâmetro que mede a quantidade de óleo descoberto cuja produção é viável
economicamente com a tecnologia disponível na data especificada. Assim sendo, os 23
x 109 barris de reserva provada não incluem óleo que poderia ser recuperado apenas
com técnicas de recuperação secundária que não eram usados na época. Com o avanço
dessas técnicas, a quantidade de óleo que se torna recuperável é de 351 x 109, mais que
triplicando a quantidade de óleo recuperável até então (produção acumulada mais
reserva à época).
As características físico-químicas do óleo a ser extraído com as técnicas de EOR
são variadas. Óleos de alto grau API (menos viscosos, mais voláteis e de maior valor
agregado) e óleos de baixo grau API (viscosos, menos voláteis e, portanto, menos
valorizados) podem ser extraídos com os diversos métodos de recuperação secundária.
Além desta variedade, a espessura e profundidade do reservatório e as condições
de temperatura e pressão no mesmo também são diversas. Assim sendo, a tecnologia
implementada nesses métodos não pode focar em um tipo específico de petróleo e
apenas a certas condições de reservatório. Por outro lado, nenhum dos métodos de EOR
é aplicável a qualquer situação e a qualquer tipo de óleo. Consequentemente, todos os
métodos são de suma importância para a exploração maximizada de petróleo nos
reservatórios mundiais.
Apesar da importância das técnicas de EOR, é importante atentar ao fato que
elas são úteis apenas a partir do momento que ficam viáveis economicamente, para
competir de forma acirrada com a recuperação primária que pode ser feita em
reservatórios ainda inexplorados. Portanto, conforme os reservatórios amadurecem, uma
dúvida é criada entre investir em recuperação secundária nos reservatórios que estão
sendo explorados e investir em poços para produzirem óleo de reservatórios que até
então não foram ainda acessados. Assim sendo, as operadoras devem sempre analisar
financeiramente a viabilidade e lucratividade de cada projeto. Devido ao fato de que as
descobertas recentes raramente são de reservatórios ou campos de fácil acesso, pouco
profundos, a recuperação secundária fica cada vez mais atrativa.
Em alguns casos, os métodos de recuperação secundária podem ser usados no
primeiro estágio de produção. Em reservatórios que contêm óleos muito viscosos,
12
usualmente os métodos de EOR resultam numa produção superior à que se obteria com
os usuais mecanismos de produção, como capa de gás e influxo de água. Na verdade,
esta prática é a conduta atual, exercendo uma manutenção constante de pressão.
Como explanado neste capítulo, há diversos fatores que influenciam na escolha
do melhor método de recuperação secundária para cada caso. Esses fatores citados são,
entre outros, o tipo de óleo, tipo de formação e rocha, assim como a distribuição, estado
e saturação do óleo resultante das operações anteriores. Essa ampla gama de fatores
resulta em diversos casos diferentes, que devem ser estudados única e profundamente
para a correta escolha do melhor método de EOR. Esses investimentos e estudos da área
estimularam e propiciaram o desenvolvimento de vários tipos de técnicas secundárias
hoje existentes.
2.1 Alternativas à recuperação secundária
Antes de entrar mais a fundo em cada método de recuperação secundária, vale a
pena frisar que esses métodos não são as únicas soluções para os problemas da
produção de petróleo e da escassez de reservas. Outros escapes para essas dificuldades
são explanados a seguir.
Uma primeira alternativa aos métodos de EOR é a exploração de reservas não
convencionais. Existe uma grande quantidade de petróleo em xistos e folhelhos
betuminosos. Alguns exemplos são as reservas de Athabasca, no Canadá e do cinturão
de Orinoco, na Venezuela. Embora o custo de exploração e desenvolvimento dessas
reservas seja relativamente alto, os avanços tecnológicos apontam meios para reduzir
este custo, tornando as reservas de xisto um bom acréscimo às reservas mundiais graças
à viabilidade econômica. Outro tipo de reserva não convencional que vem sendo
estudada é a grande quantidade de gás natural solubilizado em aquíferos. Mesmo com a
baixa razão de solubilidade do gás nesses aquíferos, a quantidade absoluta de gás que
pode ser produzido é alta devido ao enorme volume de água contido nos mesmos.
Também é possível encontrar gás natural nos hidratos localizados em leitos marinhos e
em algumas regiões congeladas da Terra. (ROSA, 2006)
A estimulação de poços com acidificação e fraturamento hidráulico também é
uma alternativa para o aumento de produção de poços com vazões decrescentes. Essas
técnicas são amplamente usadas atualmente, inclusive simultaneamente com os métodos
de recuperação secundária.
13
Recentemente o uso de poços especiais tem se mostrado também essencial para
a indústria petrolífera. Poços inclinados, horizontais e multilaterais podem aumentar a
velocidade de drenagem do reservatório e a eficiência de recuperação em relação aos
convencionais poços verticais.
Apesar das reservas de petróleo serem um recurso não renovável, limitado, elas
não foram ainda totalmente exploradas. Principalmente no mar, ainda há uma boa
perspectiva de novas descobertas. É importante que não cessem os estudos buscando
novas áreas, tanto em terra quanto offshore. Os avanços tecnológicos desse segmento da
indústria sempre levam a novas descobertas. Também é fundamental estudar formações
cada vez mais profundas e áreas previamente consideradas esgotadas ou
economicamente inviáveis.
2.2 Descrição dos processos de recuperação secundária
Os métodos de EOR podem ser divididos também em processos de controle de
mobilidade, químicos, miscíveis, térmicos e outros. (GREEN, 1998)
Os processos de controle de mobilidade têm como principal objetivo manter as
razões de mobilidade em valores favoráveis, engrossando a camada de água através de
polímeros ou reduzindo a mobilidade do gás com espumas, por exemplo. A figura a
seguir mostra um esquema da eficiência de deslocamento macroscópica obtida com
injeção de polímeros e água.
Figura 2.2. Injeção de polímeros e água. Deslocamento macroscópico.
Fonte: GREEN (1998)
14
Como mostrado na figura 2.2, o uso de polímeros previne que ocorra o que se
chama de fingering, ilustrado na parte da esquerda da figura, melhorando a eficiência de
deslocamento do óleo.
Processos químicos, por sua vez, são os que envolvem agentes surfactantes ou
alcalinos injetados para aprimorar a eficiência de varrido do óleo. A figura 2.3, adaptada
de Green & Willhite (1998), explana melhor o processo de polímeros e surfactantes.
Figura 2.3. Injeção de polímeros e surfactantes.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998).
O objetivo dos métodos miscíveis é injetar fluidos que sejam diretamente
miscíveis com o óleo ou que provoquem uma certa miscibilidade no reservatório através
de alterações na composição. Muitas vezes os fluidos utilizados são o CO2 e
hidrocarbonetos leves. A figura 2.4, a seguir, mostra o processo de injeção miscível de
CO2.
15
Figura 2.4. Injeção miscível de dióxido de carbono.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
As técnicas térmicas de recuperação secundária consistem em injetar energia
térmica ou gerar esta energia de forma in situ, com geração de calor através de
combustão. A recuperação do óleo é aprimorada a partir de alterações na viscosidade,
manutenção de fases e estados favoráveis e até mesmo de algumas reações químicas. A
injeção de vapor e a injeção de ar ou oxigênio gerando combustão in situ são os
processos mais comuns. A figura 2.5 ilustra o processo de injeção cíclica de vapor.
Figura 2.5. Processo de injeção cíclica de vapor.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
16
2.2.1 Processos de Controle de Mobilidade
O processo mais utilizado de controle de mobilidade é o de injeção de polímeros
com água. Em uma aplicação típica, uma solução de centenas de partes por milhões
(ppm) de poliacrilamida parcialmente hidrolisada em salmoura é injetada para deslocar
o óleo e a água associada. O tamanho da golfada de polímero varia entre 50% e 100%
em volume, e pode ser de variadas composições. Isso significa que a maior
concentração de polímeros é injetada inicialmente seguida por golfadas sucessivas de
polímeros em concentrações descendentes. A golfada final é, então, de água. (GREEN
& WILLHITE, 1998)
As soluções de polímeros são projetadas com o intuito de manter uma boa razão
de mobilidade entre elas e a reserva de óleo/água sendo deslocada à frente das golfadas
de polímeros. O objetivo desta técnica é obter uma varredura mais uniforme do
reservatório, como explicitado na figura 2.2. No caso de injeção puramente de água,
esta, principalmente em reservatórios heterogêneos, tende a encontrar um caminho mais
fácil e a se infiltrar na camada de óleo em direção ao poço produtor, arrastando assim
pouco óleo consigo, ocorrendo o fingering. Apesar do mesmo efeito ocorrer com os
polímeros, ele é minimizado pelo fato da mobilidade dos polímeros ser menor que a da
água.
É usualmente considerado que os polímeros não afetam significativamente a
saturação final do óleo residual. Contudo, dependendo do volume de água injetado e da
viscosidade do óleo a ser produzido, a saturação deste pode vir a cair devido ao baixo
ºAPI. Em contrapartida, o mecanismo principal em ação numa injeção de polímeros é o
aumento na eficiência de varrido de óleo.
Segundo Green & Willhite (1998), as soluções de poliacrilamida parcialmente
hidrolisada afetam a mobilidade em duas formas. A primeira é resultante da maior
viscosidade aparente destas soluções em relação à água. No entanto, por ser um fluido
não-Newtoniano, essa solução de polímeros se mostra extremamente sensível à taxa de
cisalhamento que é imposta à mesma. A solução também se mostra suscetível a
influências exercidas pelo tipo e concentração de salmoura utilizada. A segunda forma
na qual essas soluções afetam a mobilidade é quando as mesmas se encontram
encurraladas mecanicamente no meio poroso devido ao seu tamanho molecular e/ou
adsorvem neste meio. Nestes casos, a mobilidade da poliacrilamida é então reduzida a
17
valores menores que os da camada de óleo/água a ser deslocada, devido às reduções de
viscosidade e de permeabilidade efetiva.
Outros tipos de polímeros também podem ser utilizados. As alternativas mais
comuns são chamadas de biopolímeros, produzidos a partir de processos de
fermentação. Estes biopolímeros afetam a viscosidade aparente da solução e afetam
apenas ligeiramente a permeabilidade da rocha, já que a retenção é significativamente
menor.
A única desvantagem aparente desse método de EOR é a baixa eficiência, em
termos de taxas de recuperação, em relação aos outros processos de recuperação
secundária. Além disto, o processo é afetado por operações de produção previamente
executadas no poço. Assim sendo, um influxo de água feito com sucesso anteriormente
pode resultar numa injeção de polímeros pouco eficiente, devido ao já elevado
acréscimo na taxa de recuperação causado pelo influxo de água.
Há ainda alguns processos de controle de mobilidade com aplicações de
espumas, alteração de permeabilidade relativa, entre outros. Essas técnicas de
recuperação secundária de controle de mobilidade frequentemente são usadas em
conjunto com os outros métodos de EOR para melhorar a eficiência global.
2.2.2 Processos Químicos
Os processos químicos de recuperação secundária envolvem a injeção de
produtos químicos, na fase líquida, que deslocam o óleo devido às suas propriedades de
comportamento de fases. Isso cria uma queda na tensão interfacial entre o líquido
deslocante e o petróleo. Nesta classificação de processos químicos, o uso de polímeros e
surfactantes ilustrado na figura 4 se provou como o método mais eficiente em termos de
recuperação. Nesta técnica, a primeira golfada injetada contém uma mistura química
complexa, chamada de solução micelar. Esta contém um surfactante, um álcool como
cosurfactante, óleo, eletrólitos e água e pode ser descrita como uma microemulsão.
(GREEN & WILLHITE, 1998)
Os surfactantes são agentes que alteram a tensão superficial ou interfacial de
suas soluções. Suas moléculas são ambifílicas, tendo uma extremidade atraída pela
água, hidrofílica, e a outra pelo óleo, oleofílica. Os surfactantes usados nesse processo
são usualmente sulfonatos de petróleo produzidos a partir de hidrocarbonetos que
variam desde GLP até óleo cru. Se o surfactante é misturado com a água numa baixa
18
concentração, é formada uma solução. Se a concentração do surfactante for elevada
acima de um valor crítico, são formadas as micelas, onde a extremidade hidrofílica de
cada molécula atrai uma molécula de água. Quando o óleo é misturado neste sistema de
surfactante e água, as miscelas atraem as gotículas de óleo para o interior delas, onde há
as extremidades oleofílicas. Este tipo de mistura é chamado de miscelas inchadas com
água externamente, onde a miscela é inchada de óleo e dispersa na água. Miscelas
inchadas de óleo externamente também são utilizadas nos métodos de injeção de
solução micelar. A tabela a seguir mostra os valores usuais de composição da solução
micelar.
O cosurfactante ajuda no ajuste da viscosidade e auxilia as micelas a
solubilizarem mais óleo ou água, se inchando em maiores proporções, estabilizando a
solução. Esse álcool usado como cosurfactante minimiza também o problema da
adsorção do surfactante à rocha reservatório. Os eletrólitos têm como função ajudar
ainda mais no ajuste da viscosidade, e normalmente é um sal, como o cloreto de sódio
ou sulfato de amônia.
Tabela 2.1. Intervalos de composição de solução micelar.
Componentes Volume %
Hidrocarbonetos 0 – 80
Água 10 – 95
Surfactantes < 1 – 15
Cosurfactante 0 – 10
Eletrólito < 1 – 10 Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
A primeira golfada de surfactante, normalmente em cerca de 10% v/v, é seguida
por uma outra contendo uma solução de polímeros numa concentração de algumas
centenas de ppm. Esta solução é graduada em termos de concentração, tornando-se mais
diluída conforme mais solução é injetada. A porcentagem final de polímeros gira em
torno de 1% v/v.
A solução micelar tem uma solubilidade no óleo limitada, e é projetada para ter
uma tensão interfacial extremamente baixa com a fase de óleo. Quando esta solução
entra em contato com as gotas residuais de óleo, estas sofrem um gradiente de pressão e
são deformadas como resultado da baixa tensão interfacial, sendo deslocadas ao longo
19
dos poros. Com a coalescência que ocorre com as gotas de óleo, cria-se uma camada
que se desloca, junto com a água, à frente da golfada química deslocante. Esta golfada
micelar também é projetada para que tenha uma razão de mobilidade favorável em
relação ao óleo e à água para prevenir o fenômeno de infiltração (fingering).
Consequentemente, essa mobilidade favorável permite uma maior eficiência de
deslocamento.
A golfada de solução de polímeros é injetada com o objetivo de deslocar a
solução micelar eficientemente. A baixa tensão interfacial e a razão de mobilidade
favorável entre o polímero e a solução micelar permitem esse deslocamento de alta
eficiência. A figura a seguir ilustra o processo de injeção de polímeros e surfactantes,
também chamado de injeção de solução micelar.
Figura 2.6. Processo de injeção de polímeros e surfactantes.
Fonte: ROSA (2006)
Este processo de injeção de surfactantes e polímeros envolve agentes
deslocantes imiscíveis. Não há solubilidade completa entre a solução micelar e o óleo
nem entre aquela e os polímeros. Para isto, é desejável uma baixa tensão interfacial nas
duas extremidades da camada da solução micelar. Na extremidade onde há o contato
com o óleo, essa baixa tensão permite que gotas descontínuas de óleo ou filmes de óleo
sejam deslocados também. Paralelamente, na outra extremidade a baixa tensão
interfacial resulta em mínimos aprisionamentos de solução micelar no meio. Se a
mesma não for bem deslocada pela golfada de polímeros, ela rapidamente se deteriora.
Esses métodos de surfactantes têm grande potencial devido à possibilidade de
projetar um processo onde tanto a eficiência volumétrica (EV) quanto a eficiência de
deslocamento microscópica (ED) são elevadas. Entretanto, há problemas relevantes.
Esse processo é caro devido à grande quantidade requerida de produtos químicos de alto
custo e normalmente só é justificável quando o preço do petróleo está alto e a
20
quantidade de óleo remanescente no reservatório após a injeção de água é grande. Se o
controle de mobilidade não for bem mantido, podem ocorrer grandes perdas dessas
soluções, por adsorção, aprisionamento, entre outros. Outro problema encontrado nessa
técnica é a alta sensibilidade das soluções de surfactantes a altas temperaturas e
salinidades. Devem ser feitos estudos particulares e o processo global deve suportar essa
sensibilidade de tal forma que se torne aplicável a diferentes situações. Como exemplo,
temos os primeiros estudos que descartavam a aplicabilidade em reservatórios de
carbonatos e que continham íons de cálcio ou magnésio em excesso na água, devido à
alta salinidade e fácil adsorção de surfactante nos mesmos.
Resumidamente, o método de injeção de solução micelar é melhor aplicado em
reservatórios de arenitos, de preferência com óleo de grau API médio. Em formações
contendo óleos muito viscosos, de baixo grau API, o custo torna-se ainda maior,
tornando o projeto inviável economicamente. Isto ocorre pois é necessária uma maior
redução de viscosidade por parte da solução micelar e da solução de polímeros.
Portanto, há diversas variações dos processos de surfactantes. Outros métodos
químicos também têm sido desenvolvidos, como injeção de alcalinos. Este processo
consiste na injeção de químicos alcalinos que reagem com certos componentes no óleo
para a formação de um surfactante in situ. Apesar de ter potencial, esta técnica parece
ter um alcance pequeno de aplicação. Outros processos, envolvendo álcoois, foram
testados em laboratório, mas ainda não chegaram a passar por testes de campo.
(GREEN & WILLHITE, 1998)
2.2.3 Processos Miscíveis
Os processos miscíveis são baseados, obviamente, em deslocar o óleo com um
fluido que é misturado ao mesmo, formando uma fase única. Esse deslocamento
miscível é caracterizado pela inexistência de interface entre os fluidos deslocado e
deslocante. Portanto, o processo é baseado na redução das forças interfaciais e capilares,
prevenindo assim a retenção do óleo no meio poroso.
Enquanto a miscibilidade entre dois gases quaisquer é sempre existente desde
que não ocorra reação química, no caso de líquidos, é necessária uma semelhança
química e condições de pressão e temperatura adequadas. Portanto, é fundamental uma
análise adequada do comportamento de fases nos sistemas encontrados nos diferentes
reservatórios. Existem duas principais variações destes métodos, explicadas a seguir.
21
Usualmente, quaisquer hidrocarbonetos líquidos, como nafta e querosene, são
miscíveis com os óleos do reservatório, assim como os gases etano, propano e butano,
que compõe os gases liquefeitos de petróleo, GLP. Este processo é chamado de first-
contact-miscible (FCM), que em português significa miscibilidade ao primeiro contato.
Nesta variação, o fluido é injetado e é diretamente miscível com o óleo do reservatório
nas determinadas condições de temperatura e pressão. A figura 2.7 ilustra o processo de
FCM.
Figura 2.7. Processo de FCM com GLP e gás seco. Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
Uma golfada relativamente pequena (cerca de 10% v/v) de algum
hidrocarboneto leve, como GLP, é injetada para deslocar o banco de óleo à frente, em
direção aos poços produtores. Essa camada de GLP é então deslocada por uma golfada
maior de um gás mais barato, como gás seco. Neste processo, é importante a
miscibilidade da golfada de GLP tanto com a fase de óleo quanto a fase de gás seco.
Assim, as interfaces GLP/óleo são eliminadas e as gotículas de óleo podem ser
mobilizadas. A miscibilidade entre o GLP e o gás seco é essencial para evitar o
aprisionamento da primeira golfada no reservatório. Em alguns casos, água é usada após
a primeira golfada, com o intuito de melhorar a eficiência de varrido. Este é o processo
de water-alternating-gas, ou WAG, no qual água também é produzida. A figura 2.8, a
seguir, ilustra este método.
22
Figura 2.8. Processo miscível de injeção de GLP e água alternativamente, WAG.
Fonte: ROSA (2006)
De acordo com a figura 2.9, o óleo de composição O do reservatório é miscível
com o GLP, composto por L. Este é então diretamente miscível com o gás seco, de
composição G, que não deslocaria miscivelmente o óleo, pois o envelope de fases, na
pressão do diagrama da figura, invade o segmento de reta OG , o que não ocorre com
os segmentos OL e LG .
Figura 2.9. Envelope de fases para óleo, GLP e gás seco.
Fonte: ROSA (2006)
Portanto, há limites mínimos de pressão de reservatório para a utilização do
processo. Geralmente, esta pressão é entre 1000 psi (70 kgf/cm²) e 2000 psi (140
kgf/cm²), dependendo obviamente da temperatura e composição dos fluidos.
Simultaneamente, é necessário manter o GLP em estado líquido, para manter a
miscibilidade com o óleo. Portanto, deve-se observar a temperatura de reservatório, que
não pode ser maior que a temperatura crítica do gás utilizado, já que acima desta
temperatura o gás vaporizará independentemente da pressão.
Na indisponibilidade ou inviabilidade do gás natural, podem ser injetados
nitrogênio ou gases de combustão atrás da golfada de GLP. No entanto, a pressão
23
necessária para permitir um deslocamento miscível do banco de GLP é muito alta,
muitas vezes impraticável.
As permeabilidades elevadas no banco miscível e na frente gás/GLP, somadas às
baixas viscosidades, resultam em uma razão de mobilidade desfavorável, resultando em
baixa eficiência de varrido. Este fato justifica o uso do método de WAG, onde um
banco de gás é injetado atrás do GLP, e atrás daquele vem água e gás. Isto reduz a
permeabilidade relativa ao gás e melhora as razões de mobilidade. As viscosidades,
permeabilidades relativas e saturação da água e do gás são usadas em cálculos
fundamentais para a definição do volume injetado de cada tipo de fluido. O período de
injeção de cada fluido é de alguns dias.
Além das condições de pressão mínima para miscibilidade, que requer também
uma profundidade mínima entre 1500 pés e 2500 pés, e de temperatura máxima para
evitar vaporização do GLP, limitando o processo a uma profundidade máxima, há
outros fatores que afetam a aplicabilidade desse processo de FCM. A viscosidade do
óleo é de suma importância para que ocorra uma razão de mobilidades aceitável, e deve
ser no máximo 5 cp ou 10 cp. Adicionalmente, formações de espessura e
permeabilidade pequenas são desejáveis, pois causam uma redução na segregação
gravitacional.
O principal atrativo para o uso de injeção de GLP é que este processo de
miscibilidade ao primeiro contato desloca quase todo o óleo residual da rocha-
reservatório em contato. A pressão necessária para o sucesso da operação normalmente
é menor que a requerida pelos outros processos miscíveis, como os de multiple-contact-
miscible (MCM), explicados adiante. Essa injeção de GLP também tem se mostrado
eficiente após uma injeção de água.
Contudo, essa técnica de EOR engloba algumas desvantagens. As eficiências de
varrido são baixas e o dimensionamento do banco de GLP é difícil, além de não existir
um modo de corrigir o tamanho do mesmo após este ser injetado. Se há pouco GLP,
parte do óleo que podia ser recuperado é deixada para trás. Se há GLP demais, ocorrem
gastos elevados e desnecessários. Em adição a esses fatores, a técnica de injeção de
fluidos miscíveis ao primeiro contato foi criada quando o propano, e outros gases leves,
eram abundantes e baratos. Com os preços atuais, entretanto, os gastos tornam-se
excessivos.
A segunda variação dos processos miscíveis é chamada de multiple-contact-
miscible (MCM), que em português significa múltiplos contatos miscíveis. Neste caso,
24
o fluido injetado não é totalmente miscível com o óleo do reservatório no primeiro
contato, apesar de sua forte atração pelo óleo. Alternativamente, o processo depende da
modificação da composição da fase que foi injetada e da fase de óleo, através de
contatos múltiplos entre as fases e da transferência de massa dos componentes
envolvidos. Com as corretas condições de composição, temperatura e pressão, a
modificação de composição gera então uma miscibilidade in situ, entre as fases
deslocante e deslocada. O processo de injeção miscível de CO2 é ilustrado na figura 2.4.
Certa quantidade de CO2 é injetada com a intenção de mobilizar e deslocar óleo
residual. Através dos múltiplos contatos entre o CO2 e a fase óleo, hidrocarbonetos
intermediários e pesados são extraídos para a fase rica em CO2. Sob as condições
apropriadas, esta fase chega a uma composição que é miscível com o óleo do
reservatório. A partir desse momento, a interface entre essas fases começa a ser
eliminada. Usualmente o volume de CO2 que é injetado neste processo é de cerca de
25% v/v. Vale lembrar que este processo é usado como forma de recuperação
secundária. Mais à frente, será discutido o processo de armazenamento de dióxido de
carbono em geoformações com objetivo de removê-lo da atmosfera.
Os processos de MCM não recuperam todo o óleo disponível nas rochas
contatadas enquanto a frente miscível é criada ou regenerada. Portanto, fica um resíduo
de asfalteno, que ocupa cerca de 5% do volume poroso.
O método onde o gás injetado é o dióxido de carbono pode ser mais utilizado em
diferentes tipos de reservatório, principalmente nos quais o mecanismo de produção
utilizado na recuperação primária foi de gás em solução.
A principal dificuldade deste método é dada pelas condições críticas do CO2. O
dióxido de carbono tem uma temperatura crítica de 87,8 ºF (31ºC) sendo, portanto,
injetado normalmente acima da temperatura crítica. A viscosidade do CO2 nessas
condições de injeção é baixa, entre 0.06 cp e 0.10 cp. Assim sendo, o CO2 desloca a
água e o óleo sob uma razão de mobilidade desfavorável. Consequentemente, ocorre o
fenômeno de fingering e a eficiência de deslocamento (macroscópica) torna-se baixa.
Existem vários esquemas de injeção de CO2, tais como injeção contínua do
mesmo e banco de CO2 deslocado por água ou gás de hidrocarbonetos ou injeção
alternada de CO2 e água (WAG). Esta última abordagem é usada para superar o
problema da baixa eficiência de deslocamento e de fingering. O intuito da injeção de
água é reduzir a permeabilidade relativa do dióxido de carbono, e portanto, reduzir sua
mobilidade. Outra vantagem da técnica WAG é a distribuição da demanda de CO2 ao
25
longo do tempo do projeto, conforme este é produzido. Outros processos de controle de
mobilidade têm sido estudados, como o uso de espumas e polímeros em conjunto com a
injeção de dióxido de carbono. [AHMED, 2004]
O tamanho do banco de CO2 é de cerca de 5% em volume do meio poroso.
Segue portanto uma injeção alternada de água e dióxido de carbono, até que se obtenha
uma quantidade acumulada de CO2 de 15% a 20% em volume poroso. A partir deste
momento a injeção passa a ser de água, apenas. Esta avança pelo meio poroso e
aprisiona o CO2 como saturação residual que ocupa os poros previamente ocupados por
óleo. O esquema é mostrado na figura 2.11, a seguir.
Figura 2.11. Processo de injeção miscível de CO2 alternado com água, WAG.
Fonte: ROSA (2006)
Outro problema que deve ser contornado na injeção miscível de gás vem da
diferença de densidade entre o CO2 e a água e, às vezes, entre aquele e o óleo também.
Nas condições de injeção, a densidade do CO2 gira em torno de 0,4, dependendo das
condições específicas do reservatório. Dependendo da massa específica do óleo, o CO2
pode tender a mover-se para o topo da formação, sobrepondo a fase de óleo e de água.
Uma possível solução é injeção no topo do reservatório, deslocando os fluidos no
sentido oposto. Entretanto, a aplicabilidade desta técnica depende muito da estrutura do
reservatório em questão.
Devido aos motivos supracitados, o CO2 eventualmente corre pelo reservatório e
chega aos poços produtores relativamente rápido. Como o custo do CO2 produzido é
baixo, normalmente ele é separado dos outros gases produzidos, recomprimido e
reinjetado. Apesar dos custos da separação, é um processo mais rentável que comprar
CO2. Além disso, possibilita que o gás natural tenha seu valor original como
combustível e possa, então, ser vendido, em vez de injetado para este fim.
26
Outros gases podem ser adequados para o método MCM de forma similar à que
acontece com o CO2. Isso inclui gases relativamente secos (alto teor de metano) à alta
pressão, nitrogênio ou gases combustíveis. A principal diferença é que esses gases
citados precisam de pressões muito maiores para atingirem a miscibilidade com o
petróleo que a necessária para o CO2. Eles são mais usados, portanto, em reservatórios
profundos, onde pressões elevadas são atingidas mais facilmente, sem a ocorrência de
fraturamento da rocha. Uma regra grosseira para pressões de fraturamento é de 0,6 psi
por pé de profundidade. Se a pressão de fraturamento é excedida durante o processo, a
rocha reservatório irá fraturar e os fluidos injetados passarão por canais decorrentes
destas fraturas, contornando maior parte do petróleo. Portanto, o projeto do método a
ser utilizado, assim como a escolha do fluido de injeção, requer um estudo sobre as
pressões de operação, que por sua vez dependem da profundidade do reservatório.
Os problemas citados anteriormente sobre o processo de MCM com CO2 são as
principais dificuldades ocorrentes neste método de recuperação secundária.
Adicionalmente, a heterogeneidade do reservatório amplia estes problemas. O
desenvolvimento de técnicas novas de controle de mobilidade tem se mostrado uma
tarefa árdua, que requer estudos profundos e elevados incentivos financeiros. As já
discutidas diferenças de densidade contribuem para a complexidade deste método. No
caso de injeção alternada de gás e água, é ainda necessária a instalação de dois sistemas
de injeção, um para cada fluido. Finalmente, os fluidos utilizados em reservatórios de
pressões moderadas são caros e, às vezes, escassos.
2.2.3.1 Sequestro de Carbono
O termo sequestro de carbono normalmente diz respeito ao processo de remoção
de carbono da atmosfera e deposição do mesmo em formações geológicas. Também
conhecido por CO2 removal, este processo refere-se à estocagem de dióxidos de
carbono para mitigar os efeitos desse gás na atmosfera.
A remoção do dióxido de carbono da atmosfera é feita naturalmente através de
processos biológicos, químicos e físicos, ou ainda artificialmente. Outra fonte de
carbono são os próprios combustíveis fósseis produzidos, que podem passar por
processos de tratamento para que o CO2 possa então ser transportado para injeção.
Como já explicado anteriormente, a utilização de CO2 para injeção miscível e
imiscível como técnica de EOR já é comum à indústria petrolífera. Contudo, a injeção
27
de CO2 com o objetivo de armazenar o gás longe da atmosfera é um conceito
relativamente recente. O primeiro projeto de grande escala começou em 1996 no Mar do
Norte, onde a norueguesa Statoil – na época conhecida por StatoilHydro – removeu gás
carbônico de gás natural e injetou em um profundo aquífero salino. Outro projeto, numa
usina da empresa sueca Vattenfall, em Schwarze Pumpe, na Alemanha, começou a
operar em setembro de 2008, com o intuito de responder questões levantadas acerca da
viabilidade econômica e tecnológica do processo de captura e armazenamento de
carbono, ou carbon capture and storage (CCS). Foi constatado que usinas funcionando
com técnicas de CCS podem emitir quantidades de CO2 entre 80% e 90% menores que
usinas sem CCS. O processo é ilustrado na figura 2.12, a seguir.
Figura 2.12. Esquematização de captura e armazenamento de CO2.
Fonte: TREEHUGGER (2011)
2.2.3.1.1 Armazenamento e Injeção
Há diversas opções para armazenamento de dióxido de carbono, tais como
reservatórios de óleo e gás, aquíferos salinos e camadas de carvão não minadas.
Atualmente, essas formações geológicas são consideradas a opção mais promissora. Um
estudo do National Energy Technology Laboratory (NETL) concluiu que a América do
Norte tem capacidade de armazenamento equivalente a 900 anos de emissões. Outro
estudo, por Keith e Parson – Fossil Fuel Without CO2 emissions – mostra que a
capacidade global de armazenamento em reservatórios esgotados de óleo e gás é entre
28
200 e 500 Gton de carbono, e que as camadas de carvão são capazes de armazenar entre
100 e 300 Gton. Os aquíferos salinos, devido à abrangência dos mesmos, podem
armazenar entre 100 e 1000 Gton de carbono.
Esse armazenamento geológico consiste na injeção do gás supercrítico
diretamente nas formações subterrâneas supracitadas, enquanto mecanismos
geoquímicos e/ou físicos são responsáveis por aprisionar o CO2, evitando que este
escape para a superfície.
Os reservatórios esgotados de óleo e gás se apresentam como excelente opção
para o armazenamento do dióxido de carbono porque sua geologia já é bem conhecida e
estudada, além da possibilidade de corte de gastos reutilizando poços previamente
produtores ou injetores. Camadas de carvão ainda não minadas também são zonas de
armazenamento em potencial devido à atração das moléculas de CO2 com a superfície
do carvão. Este processo libera metano previamente absorvido no carvão, levando a
uma redução de gastos quando aquele é vendido. Por outro lado, a queima desse
metano, se não tratado apropriadamente, libera CO2, indo de encontro à ideia inicial do
projeto. No caso dos aquíferos salinos, a principal vantagem da utilização destes nos
processos de CCS é a abundância dos mesmos, além da falta de utilidade que
apresentam atualmente à população. A única utilização de tais aquíferos salinos até
então tem sido para armazenamento de dejetos químicos, em alguns casos. No entanto,
pouco é conhecido sobre tais aquíferos, principalmente em comparação ao
conhecimento já adquirido pela indústria referente a campos de petróleo e gás.
Entretanto, um problema agregado a este processo de armazenamento é a
dificuldade e incerteza da segurança em relação a vazamentos de CO2 de volta à
atmosfera.
2.2.3.1.2 Risco de Vazamentos
A maior preocupação atual acerca dos processos de CCS é a possibilidade de
vazamentos para a atmosfera. Este problema é ainda maior quando trata-se de aquíferos
salinos, devido à baixa gama de conhecimento sobre tais.
Contudo, segundo o IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), o gás
carbônico pode ser armazenado por milhões de anos. O IPCC acredita também que se os
locais de estocagem forem selecionados adequadamente, mesmo que ocorram alguns
vazamentos, mais de 99% do dióxido de carbono ficará retido por mais de mil anos.
29
Alternativamente, o IPCC crê que os riscos de vazamentos maiores estarão relacionados
à tubulação de injeção, como já aconteceu anteriormente. Entretanto, vazamentos
anteriores serviram de aprendizado para melhorar a segurança nesse tipo de operação,
mitigando os riscos e danos subsequentes.
Em conclusão, a utilização de injeção de CO2 em reservatórios esgotados de óleo
e gás, além de outras formações geológicas, tem recebido bastante atenção, graças aos
crescentes problemas ambientais relativos aos gases de efeito estufa e ao crescente
consumo global de combustíveis fósseis. Assim sendo, a captura e o armazenamento de
dióxido de carbono através da injeção do mesmo se mostra fundamental para o
crescimento sustentável da indústria petrolífera, e em breve ganhará ainda mais espaço
nos projetos e plantas de processo.
2.2.4 Processos térmicos
Os processos térmicos de recuperação secundária podem ser divididos em
injeção de água quente, injeção de vapor e combustão in situ.
2.2.4.1 Injeção de fluidos quentes
A intenção da recuperação por métodos térmicos é aquecer o reservatório e o
óleo nele contido para o aumento do fator de recuperação. No caso da injeção de fluidos
aquecidos, o calor gerado na superfície é transportado ao reservatório através do fluido
injetado, usualmente água (forma de vapor ou apenas aquecida). A figura 2.13 mostra o
esquema da injeção de vapor.
Figura 2.13. Injeção de vapor superaquecido.
Fonte: ROSA (2006)
30
Como já explanado, o calor aumenta o fator de recuperação do óleo através de
uma redução de viscosidade e pela expansão e destilação do óleo e extração de solvente,
aumentando portanto a eficiência de deslocamento e a eficiência de varrido.
O efeito mais evidente é a redução da viscosidade com o aumento de
temperatura. No entanto, é importante frisar que essa relação inversa ocorre em maior
escala no início das mudanças de temperatura. A partir de um determinado valor para a
mesma, é necessário aumentar demais a temperatura para reduções pequenas na
viscosidade. Portanto, é evidente que este processo tenha maior efeito em óleos de baixo
ºAPI, mais viscosos, mais suscetíveis a acréscimos de temperatura, do que em óleos de
alto ºAPI, de alta qualidade, pouco viscosos.
Outro efeito, a expansão do óleo, também é de grande importância para um bom
resultado final de injeção de fluidos aquecidos. A expansão do óleo acelera a produção
pois quando o mesmo dilata, ganha energia para expulsar os fluidos do reservatório. A
dilatação do óleo varia de 10% a 20%, dependendo da composição, durante uma injeção
de vapor. No caso de injeção de água quente, esse valor cai um pouco devido à menor
temperatura.
A destilação do óleo também é um efeito considerável nesses processos
térmicos. Quando um óleo volátil é deslocado por um vapor, à alta temperatura, as
frações de menor peso molecular do óleo residual podem vaporizar e condensar quando
entram em contato com uma formação mais fria adiante, formando um tipo de solvente
ou zona miscível à frente do vapor.
Apesar de acontecerem alguns outros efeitos, como os causados por mecanismos
de gás e possíveis alterações nas permeabilidades relativas, estes são de difícil medição.
Estes efeitos têm importância variável com o tipo de projeto, características da
formação e características do óleo. Mesmo com estudos particulares para cada caso, é
frequente a falta de conhecimento suficiente para determinação da contribuição destes
fatores ao aumento do fator de recuperação.
O fluido injetado nestes métodos é, normalmente, a água. Esta pode ser aquecida
até a temperatura de vapor ou convertida para o mesmo. Quando a qualidade do vapor
(fração em peso de água convertida em vapor) chega a um, mais calor é fornecido para
que ocorra a injeção de vapor superaquecido. Um dos motivos do uso de vapor em
muito maior número que água quente é a capacidade de carrear calor do mesmo. Na
faixa de pressão das operações térmicas, 1 bbl de água com qualidade de vapor de 0,8
pode carrear mais de 1,5 x 108 BTU a mais que a água em evaporação. (ROSA, 2006)
31
2.2.4.1.1 Injeção de água aquecida
O processo de injeção de água quente é usado com moderação e de forma bem
limitada. É um processo de recuperação térmica bem simples, usado normalmente
apenas quando o uso de vapor não é viável. Isto ocorre em reservatórios a altas
pressões, onde a temperatura do vapor seria excessiva para a estabilidade da formação e
em formações sensíveis à água doce.
No entanto, a baixa quantidade de calor associada à água aquecida faz com que
um reservatório típico requeira 2,5 a 3 volumes porosos de água para ter sua
temperatura elevada a um valor próximo da água injetada. Outra desvantagem deste
processo em relação ao de injeção de vapor é a maior viscosidade da água, que gera
menores vazões de injeção. Finalmente, a água esfria quando perde energia,
diferentemente de um sistema água-vapor. Isso leva a um crescimento lento da zona de
altas temperaturas circundante ao poço injetor.
2.2.4.1.2 Injeção de vapor
O método de injeção de vapor pode ser utilizado em duas formas diferentes. Um
deles é a injeção cíclica de vapor, que tem como objetivo reforçar a recuperação
primária de reservatórios contendo óleos viscosos. Portanto, é uma técnica de
estimulação que visa a redução de viscosidade e a limpeza ao redor do poço, ajudando a
energia natural do reservatório a produzir o óleo. Usualmente é aplicada a injeção
cíclica e posteriormente a contínua de vapor. (ROSA, 2006)
A injeção cíclica de vapor é baseada na repetição de três etapas: injeção, espera e
produção. Evidentemente, a primeira fase é a injeção do vapor. Esta é seguida por um
período de espera, que visa a dissipação e melhor distribuição do calor inserido a uma
parte maior do reservatório. O mesmo poço vai à produção até que o ciclo se repita. A
figura 2.5 ilustra este processo.
A eficiência deste tipo de injeção de vapor varia bastante com o tipo do
reservatório. Em formações espessas e bastante inclinadas, a drenagem gravitacional é
predominante. Assim sendo, enquanto o óleo menos viscoso e aquecido continuar
fluindo para baixo em direção ao poço produtor, mais ciclos de injeção são possíveis,
justificáveis e eficientes. Por outro lado, em reservatórios pouco inclinados, nos quais o
32
mecanismo de produção é o gás em solução, a energia do reservatório é rapidamente
dissipada, limitando o número de ciclos de injeção viáveis.
Evidentemente, quanto mais ciclos forem executados, menor a eficiência dos
últimos ciclos, pois menos óleo permanece no reservatório, dificultando a dissipação do
calor. As vazões médias e máximas e a recuperação do óleo declinam com o tempo de
injeção cíclica. Em reservatórios de óleos de baixo ºAPI, este método pode atingir uma
recuperação bem interessante nos primeiros ciclos. Um bom medidor para tal
recuperação é a razão entre óleo produzido e vapor injetado. Os primeiros ciclos, em
condições favoráveis, podem chegar a uma recuperação de cerca de 30 bbl de óleo por 1
bbl de água injetada em forma de vapor.
O segundo processo de injeção de vapor ocorre de forma contínua, ilustrado na
figura 2.14.
Figura 2.14. Processo de injeção contínua de vapor.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
Uma zona de vapor é formada ao redor do poço injetor e se expande com o
tempo, devido à injeção contínua. Obviamente, a temperatura nesta zona do reservatório
é maior que na zona não afetada pelo calor do vapor. Conforme o vapor perde energia,
ocorre uma condensação de água à frente do mesmo, formando uma região de
temperatura intermediária, entre a do vapor e a do reservatório.
A recuperação depende de diversos efeitos. Os mais importantes são os de
injeção de água quente na zona condensada. A redução da saturação de óleo é
33
maximizada nessa área devido às menores viscosidades, à dilatação do óleo e às altas
temperaturas. Enquanto os efeitos de mecanismo de gás costumam ser desprezados, a
destilação do vapor pode vir a ajudar a produção de alguns tipos de óleo.
A quantidade de calor injetada e as perdas associadas são fatores determinantes
para a viabilidade e rentabilidade do projeto. O crescimento rápido e contínuo da zona
de vapor, necessário para um bom deslocamento do óleo, faz com que uma parcela
desse calor se dissipe através das linhas de superfície, poços de injeção e formações
adjacentes.
Essas perdas chamam atenção então para o estudo da curva de pressão de vapor,
relacionada com a temperatura. Quanto maior a pressão, maior é a temperatura
necessária para a vaporização e consequentemente maiores são as perdas de calor. Isto
revela também a importância da profundidade do reservatório. Quanto mais profundo
for o mesmo, maiores são as pressões encontradas e maiores são as temperaturas
necessárias para converter a água em vapor. Consequentemente, maiores são as perdas
de calor. Estas são influenciadas também pela permeabilidade da formação, que afeta as
vazões de injeção, pressões e temperaturas do vapor, além de permitir que o óleo
viscoso flua mais suavemente. Zonas mais fechadas significam maiores pressões e
portanto maiores temperaturas de injeção, causando então grandes perdas de calor.
As causas para perdas de calor supracitadas são referentes ao ambiente de
subsuperfície. Na superfície, o comprimento e o tipo das linhas de superfície interferem
nas perdas de calor entre o gerador e o poço injetor. É interessante que o gerador fique
próximo do poço para minimizar estas perdas. Na tubulação do poço, algumas técnicas
para mitigar estas perdas também são bem vindas. Usualmente a completação do poço
já é feita visando um sistema com pouca troca de calor, prevendo a utilização de algum
processo térmico de EOR. Além disso, o espaço anular entre o revestimento e a
tubulação pode ser preenchido com gás à alta pressão ou com packers (obturadores)
térmicos, mantendo a temperatura do revestimento baixa. [ROSA, 2006]
Infelizmente, a maior fonte de perda de calor é a formação. Pouco pode ser feito
para minimizar as perdas por esta fonte, já que o calor passa por condução da zona de
vapor para as formações adjacentes, produtoras ou não. Com o aumento da zona de alta
temperatura do vapor, cresce também o contato entre as rochas de diferentes
temperaturas e consequentemente maiores são as perdas. Em formações espessas, a
zona de calor acaba cobrindo uma área menor que em zonas pouco espessas, resultando
assim numa menor perda de calor.
34
Além das perdas de calor, considerável problema deste método térmico, há
outras desvantagens. A menor densidade do vapor em relação à água e ao óleo podem
frequentemente levar o vapor ao topo do reservatório, passando pelo óleo sem o devido
aquecimento do mesmo, ocorrendo então fingering. Adicionalmente, problemas de
emissão de poluentes na superfície devido à geração de calor também merecem atenção,
além de possíveis problemas em equipamentos devido às altas temperaturas
operacionais. Os gastos também são um problema. O investimento inicial em geradores
de calor é alto, e o aluguel de algumas unidades portáteis para avaliar a resposta do
reservatório à injeção também é considerável. Outro fator relevante, que deve ser levado
em consideração, é a disponibilidade e custo do combustível para aquecimento da água,
que pode ser gás natural ou óleo. Devido a essas complicações dos processos térmicos,
este tipo de operação envolve uma maior atenção do pessoal de engenharia e operação.
Testes frequentes nos poços também são necessários, especialmente no processo de
injeção cíclica de vapor, com o intuito de controlar melhor os próximos ciclos.
[GREEN, 1998]
Tendo em vista que o óleo a ser recuperado neste método é viscoso, este é de
menor valor de mercado. Associando isto às questões de investimentos discutidas, o
resultado é uma baixa resposta financeira. Portanto, como em qualquer método EOR, a
viabilidade do projeto é motivada pelo preço atual do petróleo.
Assim sendo, a aplicação destes métodos de injeção de fluidos aquecidos é bem
clara. Um óleo viscoso, normalmente de 10 a 20º API, é desejável para um alto fator de
recuperação. Óleos voláteis também são bem vindos devido à recuperação extra por
destilação do óleo e extração por solvente. Como já explicado anteriormente, devido às
menores pressões, reservatórios pouco profundos, de até 3000 pés (900 metros),
facilitam o processo devido às menores temperaturas requeridas para manter o vapor
superaquecido. Formações com permeabilidade acima de 500 md e mais espessas que
30 pés também facilitam o uso de injeção de vapor, limitando as perdas de calor e
auxiliando o fluxo de óleos viscosos, que são os óleos mais visados neste tipo de
projeto.
Apesar das complicações supracitadas, o processo de injeção de fluidos quentes,
vapor principalmente, é muito importante para a indústria petrolífera. Este é o melhor
processo para recuperar óleos de baixa qualidade, baixo grau API. Apresenta também
uma vantagem sobre a combustão in situ, que danifica mais os poços. A injeção de
35
vapor também oferece maior vazão de injeção de calor, aquecendo o reservatório mais
rapidamente e eficientemente.
2.2.4.2 Combustão in situ
O processo de combustão in situ é baseado na geração do calor dentro do
reservatório, diferentemente dos outros métodos térmicos onde o calor é gerado na
superfície e então levado através de fluidos aquecidos para o reservatório. A figura 2.16,
apresentada a seguir, mostra um esquema desta técnica de recuperação secundária.
Figura 2.15. Processo de combustão in situ.
Fonte: GREEN & WILLHITE (1998)
Este método de EOR consiste em colocar em ignição uma pequena parcela do
óleo do reservatório, como qualquer outro combustível. O ar, ou oxigênio parcialmente
purificado, é comprimido na superfície e então injetado continuamente ou
alternadamente com água. Dependendo das condições do reservatório, a combustão
pode ocorrer espontaneamente ou requerer aquecimento. Neste caso, o aquecimento
pode ser feito através de aquecedores de fundo, preaquecimento do ar de injeção ou
injeção de produtos químicos oxidáveis junto com o ar. O óleo entra em combustão,
portanto, liberando CO2, água e calor. Esta quantidade de calor liberada é afetada
principalmente pela composição do óleo.
36
Com o aquecimento e vapor criados pela combustão, as frações mais leves do
óleo vaporizam e seguem adiante. Dependendo da temperatura da combustão, pode
ocorrer um craqueamento térmico e o vapor deste também é liberado à frente. Estes
gases gerados na combustão e no craqueamento seguem conduzidos adiante até
condensar e se dissipar nas regiões mais frias do reservatório. O óleo queimado deixa
como resíduo um material pesado, como um tipo de coque, que serve de combustível
conforme mais oxigênio é injetado. Assim sendo, o óleo se move em direção ao poço
produtor apenas quando todas as queimas são finalizadas. As figuras 2.17 e 2.18, a
seguir, ilustram respectivamente o processo e um perfil de temperatura na zona entre os
poços injetor e produtor.
Figura 2.16. Processo de combustão in situ.
Fonte: ROSA (2006)
Figura 2.17. Perfil de temperatura entre poço injetor e produtor na combustão in situ.
Fonte: ROSA (2006)
O mecanismo de recuperação é basicamente a redução de viscosidade através de
aquecimento, vaporização de fluidos e craqueamento térmico, como nos outros
processos térmicos. À frente do poço injetor, encontra-se uma área queimada, por onde
37
a frente de combustão já passou e todo o líquido da rocha foi removido, deixando
apenas poros saturados de ar. Adiante desta zona, vem a área onde está ocorrendo a
combustão, com temperaturas entre 315 ºC e 650 ºC.
Após a frente de combustão, tem a zona de vaporização, onde encontram-se os
produtos da combustão, do craqueamento, hidrocarbonetos leves vaporizados e vapor
d’água. As temperaturas na zona de vaporização são entre a temperatura da combustão e
a temperatura necessária para vaporizar a água na pressão do reservatório, normalmente
por volta dos 400 ºF. A partir desta área a temperatura começa a decair continuamente.
Adiante da zona de vaporização vem a zona de condensação, onde o óleo se
desloca de diversas formas. Os hidrocarbonetos leves deslocam o óleo miscivelmente, o
vapor é condensado criando uma camada de água quente e os gases de combustão criam
um mecanismo de deslocamento por gás. As temperaturas nessa zona são entre 10 ºC e
95 ºC acima da temperatura inicial do reservatório.
Esse óleo deslocado se acumula no banco de óleo, zona seguinte. Nesta zona, o
espaço poroso é ocupado por alguns gases de combustão, água conata e o óleo
deslocado. Evidentemente, a temperatura é bem próxima da inicial, já que a zona
seguinte é a zona de óleo original, que ainda não foi afetada pelo processo e tem suas
condições iniciais mantidas.
Uma variação bastante utilizada da combustão in situ é chamada de combustão
in situ molhada. Este método, conhecido também como COFCAW (Combination of
Forward Combustion and Waterflooding) consiste na injeção alternada de oxigênio e
água, para que a água vaporize quando chegue ao reservatório e se sobreponha à frente
de combustão, aquecendo o reservatório adiante da mesma. Além disso, ela ajuda a
reduzir a temperatura da combustão. Uma outra variante, menos usada, é chamada de
combustão in situ reversa. Nesta, o movimento da frente de combustão se dá no sentido
contrário da injeção de ar e se mostrou interessante no uso de óleos ainda mais viscosos.
A injeção é iniciada em um poço que futuramente se tornará produtor. Após a ignição, o
injetor é colocado em produção e um outro poço é usado como injetor de oxigênio. O
óleo aquecido na frente de combustão se move pela zona aquecida em direção ao poço
produtor, enquanto a frente de combustão se move em direção ao poço injetor. Portanto,
é possível a produção de óleos que seriam viscosos demais para fluir sob as condições
de reservatório. Contudo, o reservatório precisa ser bem permeável ao ar e essa variante
da combustão in situ é de baixa eficiência, devido à queima parcial do óleo que flui e à
quantidade de injeção de ar requerida, que é normalmente excessiva. [GREEN, 1998]
38
A aplicação deste tipo de injeção (de ar ou oxigênio para combustão) se estende,
então, a óleos de grau API entre 10 e 40. Óleos abaixo dessa faixa depositam coque em
excesso para o sucesso comercial da operação, enquanto óleos acima de 40 ºAPI
depositam pouco combustível para o sustento da combustão. [ROSA, 2006]
Outros requisitos de extrema importância são a espessura do reservatório, que
deve ser de no mínimo três metros para evitar perdas demasiadas de calor, a
permeabilidade, que deve ser superior a 100 md para possibilitar o fluxo de óleos de
alto ºAPI, profundidade do reservatório, ideal entre 100 e 1200 metros, a quantidade de
óleo (preferencialmente maior que 0,1 m3/m3 de formação), entre outros.
Algumas complicações consideráveis são os possíveis danos por calor e corrosão
e a ineficiente distribuição de calor, onde a zona aquecida é formada atrás da frente de
combustão, trazendo pouco benefício para o projeto. Contudo, a técnica de combustão
molhada minimiza este problema. Outra desvantagem é que a quantidade de OOIP
necessária para combustão pode chegar a 30%.
2.2.5 Outros métodos de EOR
Como já explicado, há uma outra categoria dos métodos de EOR. Esta envolve
diversos tipos de técnicas, tais como injeção de vapor com solvente, Steam Assisted
Gravity Drainage (SAGD), aquecimento eletromagnético, injeção de ar, de surfactante,
Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR), entre outros. Este último consiste em
algumas espécies de bactérias injetadas com água, seguidas da injeção de algum
nutriente, formando um biopolímero de forma in situ. Este tem como objetivo desviar o
fluxo da água que é injetada posteriormente para zonas do reservatório ainda não
varridas. Alguns projetos estão em andamento pelo mundo, sendo a Petrobras
responsável por um projeto piloto no campo de Carmópolis, em Sergipe.
2.3 Esquemas de Injeção
Existem diversos esquemas de injeção utilizados nos projetos atuais. A escolha
adequada dos esquemas de injeção é fundamental para uma injeção com boa taxa de
recuperação secundária. É ideal que se tenha um acréscimo na produção com o menor
volume de fluido injetado. Para ainda melhor eficiência, é interessante que a menor
39
quantidade possível de volume de injeção seja produzida, permanecendo em grande
parte dentro do reservatório.
Estes esquemas podem ser divididos em dois grupos principais, dependendo da
estrutura do reservatório e da distribuição dos poços. Um dos grupos envolve injeção
periférica, injeção no topo e injeção na base. Neste grupo, os poços de mesmo tipo
(produção ou injeção) são concentrados em determinadas zonas do reservatório. A
figura 2.18 mostra o uso de injeção periférica numa formação anticlinal. Os poços de
injeção de água são completados na base da estrutura, enquanto os poços de produção se
agrupam na região central do reservatório. No mapa estrutural, os poços injetores
aparecem na periferia do reservatório, nomeando esse esquema de injeção.
Figura 2.18. Esquema de injeção periférica.
Fonte: ROSA (2006)
A figura 2.19 mostra uma injeção de gás no topo da estrutura. O petróleo é
produzido através dos poços localizados na parte mais baixa. A diferença de densidade
entre os fluidos injetado e produzido facilita a recuperação, já que o gás tem tendência
em se manter no topo do reservatório.
40
Figura 2.19. Esquema de injeção no topo.
Fonte: ROSA (2006)
O inverso também é comum. Uma injeção de água pode acontecer em poços
completados na base do reservatório, geralmente em zonas de água, enquanto a
produção se dá através de poços no topo do mesmo. Este esquema é ilustrado na figura
2.20.
Figura 2.20. Esquema de injeção na base.
Fonte: ROSA (2006)
Apesar dessas técnicas explicitadas acima, a disposição dos poços não é
previamente estabelecida, ou seja, não há arranjos predefinidos para a localização dos
poços. A ideia é sempre respeitar a distribuição natural dos fluidos de acordo com as
diferenças de densidade, que são responsáveis por deslocar os fluidos a zonas
41
específicas. Portanto, para cada reservatório e para cada diferente fluido de injeção há
uma distribuição intuitiva dos poços com o intuito de simular e reproduzir os resultados
de um reservatório sob influxo de água ou capa de gás.
Após muito tempo de produção, os poços produtores podem ser transformados
em injetores. Conforme o contato óleo/água se aproxima dos poços produtores, a vazão
de produção de água cresce. Com o passar do tempo, é de interesse fechar os poços mais
fundos (no caso da água) ou transformá-los em injetores.
O outro grupo envolve a injeção em malhas. Neste esquema, os poços
produtores e injetores estão uniformemente distribuídos pela área do reservatório. Neste
esquema, a movimentação natural dos fluidos e a distribuição de saturações são
completamente perturbadas quando o fluido deslocante é injetado diretamente na zona
de óleo. O esquema de injeção em malhas, também conhecido como injeção em padrão
repetido, é mais usado em reservatórios grandes porém de pequenas espessura e
inclinação. O reservatório é todo coberto por um modelo que consiste em uma malha ou
padrão básico que se repete.
Alguns modelos entre os vários tipos de injeção em malhas são mais estudados
devido à facilidade de aplicação que têm, graças à geometria fixa e predefinida, que
permite estudos adminensionais e desenvolvimento de gráficos e tabelas que assistem os
cálculos para reservatórios reais.
Um dos modelos mais usados é o de injeção em linha direta. Neste esquema
ilustrado na figura 2.21, os poços são dispostos em linhas de injeção alternadas com
linhas de produção, com uma distância d entre elas. Esta distância, em conjunto com a
distância entre poços da mesma linha, x, dimensiona a malha base que se repete
padronizadamente neste esquema.
Figura 2.21. Esquema de injeção em linha direta.
Fonte: adaptado de ROSA (2006)
42
O modelo chamado de injeção em linhas esconsas consiste num defasamento das
linhas de metade da distância dos poços do mesmo tipo, ou seja, x/2. Este esquema é
mostrado a seguir, na figura 2.22.
Figura 2.22. Esquema de injeção em linhas esconsas.
Fonte: adaptado de ROSA (2006)
Tanto no modelo de injeção em linha direta quanto no de injeção em linhas
esconsas há um infinito número de combinações possíveis entre valores para x e d, que
definem as dimensões da malha. Isto reduz a possibilidade de uso de dados
adimensionais, com exceção de alguns casos particulares.
Um destes casos particulares de injeção em linhas esconsas é chamado de malha
five-spot, ou malha de cinco pontos. Neste esquema, o mais utilizado nas operações de
injeção, a distância entre as linhas é igual à meia distância entre poços com a mesma
função, isto é, d = x/2. A malha então é um quadrado com cinco poços, quatro de um
tipo nos vértices e um no centro, do outro tipo. As figuras a seguir ilustram este tipo de
malha e as malhas seven-spot e nine-spot, respectivamente.
Figura 2.23. Esquema de injeção de malha five-spot.
Fonte: ROSA (2006)
43
Figura 2.24. Esquema de injeção de malha seven-spot.
Fonte: ROSA (2006)
Figura 2.25. Esquema de injeção de malha nine-spot.
Fonte: ROSA (2006)
Nas malhas mostradas acima, do tipo normal, poços de injeção cercam um poço
produtor. Uma variação destes esquemas de linhas esconsas consiste no caso contrário,
com malhas chamadas invertidas, onde um poço de injeção é cercado por poços
produtores. As figuras a seguir mostram, respectivamente, as malhas seven-spot e nine-
spot, ambas invertidas.
Figura 2.26. Esquema de injeção de malha seven-spot invertida.
Fonte: ROSA (2006)
44
Figura 2.27. Esquema de injeção de malha nine-spot invertida.
Fonte: ROSA (2006)
2.4 Características Operacionais da Injeção de Água
Tendo em vista que o processo de injeção de água é o mais utilizado
mundialmente, esta seção levantará diversos aspectos operacionais, em um estudo mais
a fundo, deste método.
O objetivo da injeção de água é deslocar o óleo presente no reservatório em
direção aos poços produtores. Ocorre então um aumento da porção recuperável do óleo,
ou seja, das reservas. Quando a injeção de água é feita, a saturação da água nos
arredores do poço injetor é elevada, criando um banco de óleo à frente dessa água
injetada. A região entre a zona lavada e esse banco de óleo é chamada de frente de
avanço, onde a saturação da água cai abruptamente. O objetivo da recuperação
secundária, que é o aumento da produção de óleo, ocorre quando a frente de avanço e,
consequentemente, o banco de óleo, chegam aos poços produtores.
Ao período de tempo entre a injeção da água e a chegada do banco de óleo ao
poço produtor dá-se o nome de período de enchimento, ou fill up. Quando a frente de
avanço alcança o poço produtor, a razão água/óleo sobe drasticamente, processo
chamado de erupção, ou breakthrough. Conforme passa o tempo de operação, os fluidos
seguem o fluxo em direção ao poço produtor, ocorre o breakthrough e o teor de BSW
(Basic Sediments and Water) chega a níveis onde a produção torna-se inviável. O poço
produtor é então fechado ou transformado em injetor. Algumas técnicas de EOR neste
ou em outros poços ainda podem ser usadas posteriormente, para aumentar a drenagem
do reservatório, dependendo de quão eficiente foi a injeção de água.
45
2.4.1 Questões que afetam o processo de injeção de água
O estudo sobre os fatores que influenciam os projetos de injeção são de suma
importância pois determinam os aspectos iniciais do projeto de injeção, tais como o tipo
de malha, número de poços, qualidade da água, vazão de injeção, entre outros.
2.4.1.1 Características da formação e reservatório
Alguns dos parâmetros da formação e do reservatório são fundamentais para a
montagem do projeto de injeção de água. A permeabilidade, por exemplo, influencia a
potência do conjunto motor-bomba. Se a rocha é altamente permeável, o diferencial de
pressão entre poço e formação necessário para a recuperação secundária é menor.
Portanto a pressão de injeção é menor, assim como as potências requeridas de motor e
bomba.
A porosidade da rocha, por sua vez, afeta o tratamento da água. Quanto menores
forem os diâmetros dos poros, melhor tem que ser tratada a água, visando a remoção de
sólidos. Com poros pequenos, a formação fica suscetível a entupimento com maior
facilidade, pois qualquer sólido de pequeno diâmetro pode ser suficiente para um
completo preenchimento dos poros da rocha. Além disso, um controle bacteriológico é
necessário para evitar que poros de diâmetros menores que 20 µm sofram entupimento
completo por bactérias.
A presença de finos também é um fator indesejável. Neste caso, é necessário um
menor diferencial de pressão entre o poço injetor e a formação, para evitar, ou ao menos
mitigar, a migração desses finos. Isto causa, portanto, menores vazões (cotas) de injeção
por poço, requisitando portanto um maior número de poços injetores. A distribuição
destes poços injetores também é fundamental para o controle dessa migração de finos.
A escolha do esquema de injeção, principalmente quando por malhas, é altamente
influenciada, consequentemente, por esse aspecto.
Outro fator importante é a presença de argila tendenciosa a inchamento. Quando
essa argila encontra-se na formação, torna-se necessário que a água injetada seja de
salinidade compatível com a da água presente na formação, para evitar choques salinos,
prevenindo que a argila inche devido à migração de água por osmose. Nos casos onde
não existe disponibilidade de uma água com salinidade adequada, adiciona-se sal à água
disponível, processo chamado de injeção de bancos salinos. Conforme essa salinidade é
46
reduzida gradativamente, a diferença de pressão osmótica entre a água injetada e a
argila é mantida pequena. É comum que os equipamentos necessários para essa
operação sejam agrupados num sistema móvel para que este seja usado em diversos
campos de uma área de produção, já que a injeção de bancos salinos é um processo de
uso esporádico.
A profundidade do reservatório também é de extrema importância. As pressões
de injeção e de fraturamento são proporcionais a essa profundidade, afetando a máxima
diferença de pressão atingível entre os poços injetores e o reservatório.
Adicionalmente à profundidade, a estrutura de um reservatório também é
fundamental, interferindo na escolha do esquema de injeção a ser aplicado. Em
reservatórios com grandes inclinações, onde a segregação gravitacional dos fluidos é
altamente significante, o uso de injeção periférica apresenta resultados melhores que a
injeção em linha, de maior custo.
2.4.1.2 Características dos fluidos
Uma característica dos fluidos que deve ser estudada é a razão de mobilidades
água/óleo. Se esta razão é elevada, significa que a água tem mais mobilidade que o óleo,
acelerando o processo de fingering, e consequentemente uma erupção (breakthrough)
prematura nos poços produtores, produzindo pouco óleo. Este fator é minimizado com
um aumento do número de poços injetores e consequentemente uma redução da malha
de injeção, elevando os custos do projeto.
Outra questão essencial é a compatibilidade química requerida entre a água da
formação e a de injeção. Para evitar a precipitação de sulfatos, altamente indesejáveis, é
necessário que haja uma compatibilidade entre a água conata e a água a ser injetada.
Quando esta compatibilidade não existe naturalmente, o tratamento da água de injeção é
encarecido, com a implementação de Unidades de Remoção de Sulfatos (URS), e/ou
utilização de inibidores de incrustação, melhor explicados na seção de tratamento de
água e no capítulo 4. Evidentemente, cada caso deve ser estudado particularmente.
2.4.1.3 Mecanismo de produção utilizado
O mecanismo de produção pode afetar o projeto de injeção de água de forma
positiva ou negativa. No caso de um reservatório produzido por influxo de água, a
47
necessidade da injeção de mais água para manutenção da pressão do reservatório é
reduzida, e até mesmo dispensada em alguns casos. Através de um balanço de materiais,
define-se o volume e a vazão total de água a serem compensados pela recuperação
secundária.
Por outro lado, em reservatórios produzidos por gás em solução é necessário
maiores volume e vazão de água do que em outros. Normalmente, reservatórios nessas
condições têm uma queda veloz de pressão estática, causando uma depleção acentuada e
rápida, exigindo soluções a curto prazo. É comum a montagem de um Sistema
Antecipado de Injeção de Água (SAIA), até que seja construído um sistema permanente.
(ROSA, 2006)
48
CAPÍTULO 3 – COMPONENTES DOS SISTEMAS DE INJEÇÃO DE ÁGUA
A partir do conhecimento das características do reservatório, dos fluidos e do
mecanismo de produção, o projeto do sistema de injeção é montado. Este sistema é
composto pelas fases de captação, adução, tancagem, tratamento, conjunto motor-
bomba, rede de distribuição e poços. Como cada projeto é extremamente particular, há
casos onde uma fase ganha mais destaque que outras. Em contrapartida, há projetos
onde um ou mais componentes são descartados.
Outros fatores são igualmente importantes para a boa manutenção do projeto de
injeção de água. O controle e o acompanhamento, que necessitam de testes frequentes,
índices e perfis de injetividade, são complicados e requerem atenção e estudo especiais,
detalhados. Por último, mas não menos importantes, o controle da corrosão metálica nos
equipamentos e tubulações dos sistemas de injeção, os processos de intervenção nos
poços de injeção e o controle de produção de água interferem cada aspecto analisado
num projeto de EOR.
3.1 Captação e Adução
Primeiramente deve-se decidir de onde a água a ser injetada será captada. Uma
fonte bastante comum é o mar. A água é abundante e de alta salinidade, prevenindo
choques salinos. No entanto, a água do mar contém uma alta quantidade de sais de
sulfato, que servem de nutrientes para bactérias redutoras de sulfato, que por sua vez
liberam o gás sulfídrico (H2S), altamente indesejado na indústria de petróleo. A
aplicação desta água em reservatórios contendo sais de bário, cálcio e/ou estrôncio
também é perigosa, pois possibilita a formação dos respectivos precipitados. Até
recentemente, utilizavam-se inibidores de incrustação para que esses sulfatos não
entupissem as tubulações, principalmente o poço produtor. Os anti-incrustantes têm,
portanto, o objetivo de inibir ou retardar tal incrustação (sais de carbonato de cálcio) ou
depósitos inorgânicos (sais de sulfato de bário e de estrôncio).
Esses inibidores de incrustação variam em composição de acordo com o tipo de
depósito que devem agir contra, com maior eficiência em injeção contínua em pontos
próximos à árvore de natal (seca ou molhada). Nos últimos anos, a instalação de uma
URS no sistema de tratamento de água (com uso em conjunto com os inibidores de
49
incrustação) tem se tornado uma melhor opção para combater a incrustação inorgânica
(sulfatos), como será visto no capítulo 4.
A água doce proveniente de lagos e rios tem a vantagem de não oferecer perigo
em relação à corrosão ou formação de precipitados. Na maior parte dos casos, é
necessária apenas a remoção de sólidos e do oxigênio dissolvido. No entanto, esta água
doce pode causar problemas de choques salinos.
A água de subsuperfície apresenta também um bom potencial como água de
injeção. Normalmente esta apresenta baixo teor de sólidos e ausência de gases em
solução perigosos, como CO2, H2S e O2, simplificando o tratamento da água. A
salinidade da mesma, porém, depende da profundidade do aquífero. Logo, é necessário
ainda um estudo sobre a possibilidade de choques salinos.
Frequentemente os poços de captação são perfurados inicialmente para a
produção de óleo, tornando-se produtores de água, através de uma recompletação,
quando se mostram não produtores. Devido às altas vazões, costumam ser produzidos
através de bombas centrífugas submersas, BCS.
Uma opção muito usada na indústria é a reinjeção de água previamente
produzida. Este tipo de água normalmente apresenta uma tendência à corrosão e à
incrustação, e seu tratamento é complicado devido à presença de óleo residual em
emulsão, levando ao uso excessivo de equipamentos caros, como tratadores
eletrostáticos e hidrociclones. O uso frequente da água produzida para injeção é devido
também à impossibilidade de descartá-la em rios. Como essa água é de alta salinidade,
causaria poluição nos mesmos e portanto deve sempre ser injetada ou descartadas em
poços de descarte, após tratamento. Em alguns casos é comum o acúmulo de produção
de água em um determinado campo para que esta seja injetada então em outro campo,
com o intuito de controlar a poluição e em alguns casos minimizar gastos. Entretanto, é
importante a compatibilidade química entre a água produzida e a água do reservatório
onde aquela será injetada.
A respeito da fase de adução, é importante levantar que a água transportada
pelas adutoras frequentemente ainda não foram tratadas. Por conseguinte, é importante
que as adutoras sejam construídas visando a compatibilidade com a agressividade da
água a ser transportada. É ainda necessário uma análise sobre tratamentos de
incrustações e remoção de possíveis depósitos, como sais de cálcio, magnésio, ferro,
bário, entre outros, que servem de atrativo para as bactérias do ferro ou para as
redutoras de sulfato.
50
3.2 Tancagem
Os tanques utilizados para armazenamento de águas agressivas são,
normalmente, de chapas soldadas de aço carbono. É usado este tipo de tanque porque os
tanques aparafusados têm maior tendência à corrosão por aeração diferencial e por
concentração diferencial nas junções das chapas. Adicionalmente, os tanques
aparafusados têm maior tendência a vazamentos, que podem por sua vez agravar a
corrosão quando deterioram a pintura externa.
No caso de água do mar, o uso de tanques de concreto armado tem crescido.
Curiosamente, as experiências com água produzida não foram bem sucedidas. Em
alguns casos, esta água atacou as armaduras, causando fissuras e levando à carbonatação
e sulfatação do concreto. Devido a estes motivos, o uso de tanques de concreto armado
tem sido recomendado apenas para operações com águas doces ou salobras. [ROSA,
2006]
Se o tanque será construído para estocagem de água bruta, o mesmo deverá ser
dimensionado para suportar picos de abastecimento. No caso de captação de água do
mar na costa, por exemplo, a tancagem deve ser alta devido aos efeitos das marés, fator
determinante na disponibilidade da água. Em alto mar, contudo, os tanques podem ser
até desnecessários, devido à alta disponibilidade de água.
No caso de tancagem para água tratada, é importante que seja mantida a
continuidade operacional, além de fornecer uma reserva para determinadas funções,
como por exemplo, água limpa para retrolavagem de filtros, explicados a seguir, ou para
refrigeração de bombas.
3.3 Tratamento
O tratamento da água de injeção varia com o tipo e características da água a ser
injetada. O foco deste trabalho é o tratamento de água salgada, do mar, mais utilizado
atualmente, principalmente offshore.
O pré-tratamento da água do mar para injeção começa na etapa de captação, já
explanada. Através de bombas hidráulicas centrífugas, a água do mar é succionada até o
nível do módulo de injeção. Estas bombas fornecem ao fluido entre 30 atm e 70 atm de
diferencial de pressão, dependendo da diferença de altura entre o ponto de sucção e o
módulo de injeção de água. Nesta etapa é comum a dosagem de hipoclorito de sódio,
51
com o intuito de prevenir que a matéria orgânica da água seja carreada para o sistema de
injeção de água da plataforma. Em seguida, a água salgada passa por um sistema de
filtração, composto por dois filtros de porosidade de 40 µm, que funcionam
alternadamente, ou seja, um filtro fica em stand-by sendo utilizado quando há a
necessidade de manutenção ou troca do primeiro. Este primeiro sistema de filtração é
também conhecido como sistema de filtragem grosseira, e pode ser projetado para
filtros convencionais ou auto-limpantes, através de retro-lavagem, acionada por tempo
de operação, manualmente ou até mesmo diferencial de pressão. Usualmente cada filtro
contém 24 elementos filtrantes em seu interior, funcionando com uma eficiência de
aproximadamente 98%.
A próxima etapa do tratamento da água salgada é um conjunto de filtros,
menores, do tipo filtros cartuchos. Usualmente um projeto de tratamento de água
apresenta 3 desses filtros, com dois em operação e um em stand-by. Cada um destes
contém 25 cartuchos descartáveis com grau de filtração de 5 µm. A figura abaixo ilustra
dois destes filtros de 5 µm.
Figura 3.1. Filtro de 5 µm novo (esquerda) e usado (direita).
Fonte: CAMERON (2009)
À jusante deste sistema de filtros, há um booster intermediário, que é uma
bomba centrífuga, capaz de fornecer entre 25 atm e 50 atm de diferencial de pressão,
que tem como objetivo fornecer energia potencial para que o fluxo de água vença as
perdas de carga dos equipamentos seguintes. Estes equipamentos são de vital
importância para o projeto de tratamento de água. No caso do tratamento de água do
mar, estes são a unidade de remoção de sulfato (URS) e a desaeradora. Esta tem como
52
função remover o ar e outros gases dissolvidos na água, com o intuito de mitigar os
efeitos por corrosão, incrustação e crescimento de bactérias. A unidade de remoção de
sulfato tem também a intenção de evitar a incrustação e crescimento de bactérias,
através de remoção de sulfatos presentes na água salgada, e será melhor explicada, junto
com as possíveis configurações de posicionamento de ambos equipamentos, no capítulo
4.
Passadas a desaeradora e a URS, á água é puxada pela bomba de injeção, que
imprime ao fluido a pressão necessária para injeção. Usualmente esta bomba é
centrífuga de alta pressão, capacitada para altas vazões.
Há ainda um sistema de injeção de produtos químicos, posicionado normalmente
para fazer a injeção antes e depois dos filtros. Este sistema injeta três tipos de produtos:
sequestradores de cloro (chlorine scavenger), inibidores de incrustação (scale inhibitor)
e biocidas. Com este tratamento, é possível minimizar o gasto excessivo das membranas
da URS, além de facilitar seu trabalho.
É sempre importante frisar que com as rápidas inovações tecnológicas, as
esquematizações desses projetos de tratamento variam também. A própria unidade de
remoção de sulfato, e o seu processo em si, têm sofrido mudanças significativas ao
longo das últimas décadas. Outro exemplo de avanço tecnológico na área é o novo
sistema de tratamento da norueguesa Well Processing, chamado de SWIT (Subsea
Water Injection Treatment). Este sistema, como o nome já diz, é localizado no leito
marinho. As grandes vantagens alegadas pela Well Processing ao levar o tratamento da
água de injeção para o leito do mar são as alegadas reduções em 50% do CAPEX
(despesas de capital) e 25% do OPEX (despesas operacionais). Além disso, por
contornar as limitações de peso e espaço das plataformas, discutidas também no
capítulo 4, o SWIT permite a utilização de quantos poços injetores forem necessários,
além de uma maior liberdade para suas localizações. Consequentemente, este sistema
exclui a necessidade dos engenheiros de reservatórios preverem a localização dos poços
injetores antes do reservatório começar a produzir. As figuras abaixo ilustram o
esquema de tratamento com e sem o uso do SWIT, respectivamente.
53
Figura 3.2. Esquematização submarina tradicional.
Fonte: WELLPROCESSING.COM
Figura 3.3. Esquematização submarina com uso do SWIT.
Fonte: WELLPROCESSING.COM
A própria Petrobras começa a analisar projetos de instalação de certos
equipamentos e aparelhos no leito marinho, segundo Carlos Tadeu Fraga, gerente-
executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES). Fraga acredita que
futuramente as plataformas poderão ser até dispensáveis, barateando bastante os
projetos de exploração e produção. Evidentemente, no que diz respeito ao tratamento da
54
água de injeção, parte das economias vêm do fato que a água salgada puxada pelas
bombas de elevação não tenham que subir à plataforma e depois descerem para o poço.
3.4 Conjunto motor-bomba
Há dois grandes tipos de bomba utilizados: as bombas alternativas e as
centrífugas.
No Brasil, as bombas centrífugas são mais utilizadas em sistemas de pressão
baixa porque a indústria nacional não as produz aptas a condições de vazão e pressão
elevadas. Quando a operação é com água produzida, as bombas de rotação baixa têm
preferência, apesar do alto custo.
As bombas de deslocamento positivo, mais utilizadas em sistemas de alta
pressão – acima de 1000 psi – têm um custo inicial mais elevado, mas requerem menor
manutenção. Os tipos destas bombas alternativas mais usados em injeção de água são as
de êmbolo engaxetadas com lubrificação forçada (plunger), em especial as de
pistão/camisa com lubrificação pelo fluido.
3.5 Rede de distribuição
A figura a seguir exemplifica os dois tipos de rede de distribuição: distribuição
em marcha (espinha de peixe) e a centralizada por manifolds (pé de galinha).
Figura 3.4. Redes de distribuição em marcha, acima, e por manifolds.
Fonte: ROSA (2006)
55
O uso de manifolds submarinos é justificado pela vantagem de centralizar os
testes de injetividade, além da facilidade para detecção de vazamentos nas linhas e para
a passagem de pigs, com todos poços conectados a um ponto em comum. Entretanto, a
limpeza interna do manifold é complicada em casos de água com tendências à
deposição, sendo possível apenas através de hidrojateamento.
Apesar de uma maior dificuldade na passagem de pigs e na detecção de
vazamentos, o uso de distribuição em marcha economiza no comprimento das linhas,
como pode ser visto na figura acima. No entanto, esta economia pode ser
descompensada pelo aumento de custo causado pela necessidade da instalação de um
hidrômetro de alta pressão, equipamento caro, em cada poço.
Independentemente do sistema de distribuição escolhido, é sempre fundamental
a passagem de um pig ou de esfera para uma limpeza mecânica. Portanto, é necessária
sempre uma revisão detalhada do raio mínimo das curvas, instalação de câmaras de pigs
e construção de instalações para abrigar o material removido das linhas que foram
limpas.
3.6 Poços
3.6.1 Poços de injeção
Os engenheiros de reservatório têm como função também analisar
economicamente as zonas produtoras e injetoras do reservatório, determinando uma
cota de injeção para cada um. Como já dito, os poços de injeção são normalmente
perfurados com o propósito de produção sendo recompletados para injeção
posteriormente. Há inclusive casos onde um mesmo poço é ligado a uma zona produtora
e outra injetora, inferior àquela.
Poços com intuito de descarte de água são utilizados em campos onde existe um
excesso de produção de água e esta não será armazenada para injeção em outro
reservatório, ou seja, campos onde a quantidade de água produzida é maior que a
necessária para injeção. A figura a seguir ilustra os equipamentos de superfície de um
sistema de injeção de água.
56
Figura 3.5. Equipamentos de superfície de sistema de injeção de água.
Fonte: ROSA (2006)
A limpeza da linha de injeção é dada por uma tomada para descarga desta linha e
uma câmara de recebimento de pig. Em seguida, há uma válvula de bloqueio para a
eventual necessidade de fechamento temporário do poço.
À frente dessa válvula há uma tomada para amostragem química e
microbiológica da água. Uma tela cilíndrica é responsável por reter as maiores
impurezas sólidas que são carreadas pela água, apenas por segurança, já que a filtração
grosseira e a fina são realizadas na etapa de tratamento.
No caso da inutilização de manifolds que possam centralizar as medições de
vazões dos poços, um hidrômetro é usado individualmente para este fim, como
explicado anteriormente. Neste caso, o filtro supracitado se mostra importante também
para aumentar a proteção deste hidrômetro.
Um regulador de fluxo é utilizado em seguida para regular automaticamente a
cota de injeção. No interior deste, é usada uma placa de orifício com um diâmetro
compatível, mantendo a vazão constante e igual à estabelecida nos projetos para o poço.
A válvula seguinte, de retenção, tem como objetivo permitir o fluxo de água em um
sentido apenas, com o intuito de evitar volta da mesma quando há a necessidade de uma
paralisação do sistema de injeção. Há ainda a tomada de pressão, que consiste numa
válvula, usualmente de meia polegada, com um manômetro instalado para controle da
pressão na cabeça do poço.
A coluna de injeção conduz a água até a região canhoneada, e acaba protegendo
o revestimento de corrosão e das pressões elevadas. Há uma válvula de centro que
bloqueia essa coluna de injeção, mantida completamente aberta quando o poço está em
operação.
57
Um packer é usado como isolante da zona de injeção de outras zonas injetoras
ou produtoras no poço. Analogamente ao regulador de fluxo de superfície, há um de
subsuperfície utilizado quando há injeção em mais de uma região ou um conjunto de
zonas com vazões de injeção diferentes.
Um nipple de assentamento do regulador de fluxo de subsuperfície, chamado de
D Nipple, é enroscado na coluna. Quando há a necessidade da descida de algum
equipamento em frente à zona canhoneada, utiliza-se o aparelho chamado boca de sino,
com um formato que possibilita a descida daquela pela extremidade da coluna.
Aparafusado na cabeça de produção, há o flange KTH, que tem como objetivo
adaptações onde as cunhas que mantêm a coluna tracionada se assentam. Por fim, há a
cabeça de produção, com comunicação com o anular do poço.
3.6.2 Poços de captação e dump-flood
Os poços de captação comumente são antigos produtores de petróleo que foram
recanhoneados em outras zonas, produtoras de água. Apesar do baixo custo inicial, já
que se trata de poços que seriam abandonados, são problemáticos devido à tendência de
produção excessiva de areia, causada pelas altas vazões e diluição de sais da formação.
Este tipo de poço difere dos outros devido à presença de câmara de
bombeamento, filtro e pré-filtro. A câmara é responsável por conter o equipamento de
bombeio e é o revestimento de maior diâmetro. O filtro e o pré-filtro servem para
mitigar o problema de produção de areia. Os filtros ranhurados devem ser descidos
juntamente com o revestimento de produção, durante a perfuração do poço. O pré-filtro
é colocado no anular entre o filtro e a formação, para detenção de grãos ainda menores.
Os poços dump-flood são poços simultaneamente injetores e produtores.
Diferentemente de poços citados anteriormente, completados em diferentes zonas, uma
destinada à produção de óleo e outra à injeção de água, os poços dump-flood são
injetores e produtores de água. Ou seja, produzem água numa zona superior enquanto
injetam numa zona mais abaixo. Apesar da simplicidade da operação deste tipo de poço,
é necessário um acompanhamento que é apenas possível através de perfilagens
periódicas com radiação ou medidor contínuo de fluxo.
58
3.7 Novas tecnologias dos sistemas de injeção de água
3.7.1 Evolução dos sistemas de água
Devido à importância econômica da injeção de água como método de
recuperação secundária para as empresas petroleiras, o gerenciamento de água nas
plataformas tem se tornado uma das principais prioridades da Petrobras e de todas
empresas do setor nas últimas décadas. Diversos estudos têm sido realizados sobre o
ciclo de gerenciamento de água com o intuito de clarear algumas incertezas dos projetos
de injeção. Para isso, é feito um monitoramento e modelagem do declínio da
injetividade, reinjeção de água produzida, injeção acima da pressão de propagação de
fratura, tendências à formação de incrustação, restrições ambientais, tecnologias
submarinas, e de outros fatores que influenciam fortemente o rendimento e eficiência do
projeto.
Algumas das situações problemáticas supracitadas são facilmente resolvidas em
poços onshore, mas a necessidade de aluguel de sonda para operações de workover
encarece e complica demais as soluções nas situações offshore, como estimulação de
poços de injeção que tenham perdido injetividade. Essas dificuldades se intensificam
conforme a lâmina d’água é maior, assim como a quantidade de poços próximos.
Assim como foi explicado o sistema SWIT, da Well Processing, serão
apresentados a seguir alguns tópicos relevantes de recentes avanços em gerenciamento
de água, além de alguns desafios e perspectivas futuras.
3.7.2 Declínio de Injetividade
Um dos mais importantes requisitos para o sucesso de um projeto de injeção de
água é a manutenção da vazão de injeção, ou injetividade. Um bom projeto de injeção
deve prever com certa precisão o declínio desta injetividade para cada poço injetor, para
que se possa decidir se é melhor economicamente executar um tratamento forte da água
de injeção ou se é melhor economizar no tratamento e arcar com as consequências
econômicas de diversas operações de workover. Como já foi explicado neste trabalho,
atualmente a escolha de um tratamento intensivo da água é a mais comum.
Diversos fatores afetam a injetividade de um poço, tais como propriedades dos
fluidos e da formação e geometria do poço. Entretanto, os fatores que mais influenciam
59
a manutenção da vazão de injeção são o dano na formação e a eficiência operacional.
Esta, por sua vez, é influenciada pelas condições da plataforma, eficiência das bombas
mecânicas, fornecimento de energia, entre outros. O dano da formação pode ocorrer
devido à migração de finos, precipitação de sais e principalmente por partículas de
sólidos e óleo presentes na água. Estas, por sua vez, podem ficar retidas nos poros da
rocha, levando à queda da injetividade. Portanto, claramente é necessário um bom
tratamento da água para evitar tais problemas.
Outro avanço a respeito de estudos de declínio de injetividade é a criação de um
programa pela Petrobras, em conjunto com algumas Universidades, chamado INJECT.
Este software foi produzido para gerar predições de campo usando resultados de
experimentos laboratoriais para deslocamento de óleo e água. Alguns testes de campo
também foram executados com o objetivo de garantir simulações mais parecidas
possíveis com a realidade. A figura 3.6 mostra a evolução do declínio de injetividade
num poço offshore através do software INJECT.
Figura 3.6. Evolução da queda de injetividade com o tempo pelo programa INJECT.
Fonte: PETROBRAS, OTC 17 258 (2005)
3.7.3 Controle do Declínio de Injetividade
As soluções atuais para manutenção da injetividade não são baratas, muito
menos simples. Usualmente aumenta-se a qualidade da água, aumentando o reciclo na
unidade de tratamento, incluindo tratamentos com hidrociclones, filtros, biocidas, etc.
60
No entanto, devido a condições operacionais, reservatórios em condições físico-
químicas desfavoráveis e regulamentações ambientais cada vez mais restritas fazem
com que todos esses processos de tratamento tornem-se obrigatórios atualmente,
independentemente da queda de injetividade. Os parâmetros de corrosão, controle de
bactérias, filtração, e outros fatores são monitorados pela Petrobras através da utilização
de um índice chamado IQUAI.
Operações de workover nos poços injetores também são uma forma para mitigar
dano da formação. Porém, essas operações são extremamente caras em águas profundas
e ultra profundas, pois requerem aluguel de sondas. Alternativamente, tratamentos
usando ácido para remover o dano têm se mostrado eficientes em alguns poços offshore
da estatal.
Outras possíveis soluções incluem o aumento de vazão de injeção em poços
adjacentes ou a perfuração de novos injetores. Uma técnica chamada de Subsea Raw
Water Injection, SRWI, também pode ser uma opção viável.
Todas as estratégias supracitadas para manutenção da injetividade são de custo
elevado, seja CAPEX2, OPEX3 ou ambos. Eventualmente, pode ser mais viável
economicamente aumentar a pressão de injeção, permitindo certa perda de índice de
injetividade (análogo ao índice de produtividade), porém evitando que a vazão seja
reduzida. Esta técnica leva à chamada injeção acima da pressão de propagação de
fratura, ou IFPP, em inglês.
A IFPP consiste em manter a vazão de injeção mesmo com água de qualidade
relativamente baixa, usando pressões altas o suficiente para manter a fratura aberta.
Amplamente usada no Mar do Norte e no Alasca, esta técnica começou a ser usada pela
Petrobras em poços offshore há pouco tempo.
Diversos fatores devem ser considerados e estudados num processo de IFPP, tais
como penetração horizontal e vertical da fratura, pressão, efeito de varrido e direção da
propagação. É necessária uma monitoração constante do processo, além de modelos
para melhor entender a geometria da fratura. Um avanço que a estatal brasileira fez na
área foi o desenvolvimento de um simulador baseado em equações geomecânicas com o
objetivo de modelar o crescimento da fratura e sua propagação, chamado PROPAG.
2 CAPEX – Despesas relacionadas ao investimento. 3 OPEX – Despesas relacionadas à operação.
61
3.7.4 Subsea Raw Water Injection (SRWI)
O método chamado SRWI, já mencionado anteriormente, mostra-se uma
importante alternativa à tradicional injeção em situações onde há restrições técnicas
e/ou econômicas. Adicionalmente, o esquema se mostra um fundamental avanço
tecnológico no arranjo dos sistemas de água das plataformas. A figura 36 ilustra o
mecanismo dessa técnica.
Figura 3.7. Mecanismo de Subsea Raw Water Injection.
Fonte: PETROBRAS, OTC 17258 (2005)
As vantagens deste método incluem menores custos CAPEX e OPEX
comparados a sistemas convencionais, além de viabilizar projetos de injeção de água
onde sistemas convencionais seriam inviáveis, possibilitar o uso de menores plantas de
processo e economizar espaços valiosos nas plataformas. Adicionalmente, este método
torna possível o adiamento de investimentos e instalação do sistema de injeção de água,
já que este pode ser feito em fases posteriores, apenas quando necessários.
No entanto, há alguns desafios peculiares para o uso da injeção submarina. É
necessário que exista compatibilidade entre a água do mar e os fluidos e rochas do
reservatório. Outras questões complicadas envolvem o sistema de filtragem submarina,
controle microbiológico, sistemas de monitoramento, confiabilidade dos equipamentos
quando trabalham à tamanha pressão, etc.
62
Com a necessidade de aumentar a vazão de injeção no campo de Albacora, este
foi escolhido para instalação do primeiro protótipo de SRWI, devido à impossibilidade
de aprimorar o sistema de injeção das plataformas responsáveis pela produção deste
campo. A técnica de injeção submarina se mostrou a opção mais rápida para solucionar
este problema.
3.7.5 Gerenciamento de Água Produzida
Como já visto no Capítulo 1, no início da vida produtiva de um campo, o fluido
produzido é predominantemente óleo. Porém, conforme o campo aproxima-se da
maturidade, a quantidade de óleo produzida diminui, cedendo espaço para a produção
de água, especialmente em poços onde o mecanismo de produção é o influxo de água.
Tendo em vista que o mecanismo de produção mais utilizado no Brasil pela
Petrobras é o influxo de água, este mecanismo, somado ao intervalo de viscosidade de
óleo entre 5 cP e 15 cP frequentemente encontrado em reservatórios brasileiros, levam a
uma produção bastante volumosa de água no país. Algumas tecnologias recentemente
desenvolvidas chamam atenção, consequentemente. Entre elas, inclui-se separação de
água e óleo submarina, reinjeção de água produzida e injeção em formações geológicas
não produtoras, ou já esgotadas. Os problemas acerca da produção excessiva de água
não se limitam apenas à incapacidade das instalações da plataforma de processar
tamanha produção. Estes problemas englobam também incrustação e destino da água
após tratamento.
3.7.6 Reinjeção de água produzida
Recentemente, as regulamentações ambientais têm proibido o descarte da água
produzida no mar, mesmo após tratamento para remoção de hidrocarbonetos, tornando o
destino desta água uma incógnita. Para superar tais restrições, a reinjeção da água
produzida no reservatório ou em formações não produtoras começou a ser estudada nos
últimos anos. No Brasil, a técnica começou a ser usada pela Petrobras em 2003. Nestes
casos, a predição do declínio da injetividade torna-se um desafio. Novamente, o
programa INJECT mostra-se fundamental.
A reinjeção de água produzida, ou Produced Water Re-Injection (PWRI), causa
efeitos colaterais que requerem atenção especial e que devem ser avaliados e estudados
63
antes que o projeto entre em operação. Tais efeitos incluem altas temperaturas de
injeção da água, levando à melhor injetividade e mudanças na propagação da fratura,
avaliação de possibilidades de incrustação, substituição dos materiais de equipamentos e
de linhas de fluxo por outros compatíveis.
3.7.7 Separação Submarina de Óleo e Água
Usualmente a produção de extensos campos offshore de petróleo é relacionada a
grandes unidades produtoras, devido à necessidade de plantas de processo de alta
capacidade, capazes de lidar com elevadas quantidades de líquidos e gases. Os
tratadores eletrostáticos utilizados no tratamento de água, por exemplo, comumente
chegam a 7 metros de comprimento por dois de diâmetro.
Com o intuito de minimizar o fluxo de fluidos nos equipamentos de superfície, a
separação submarina de óleo e água foi motivada também pelas largas quantidades de
água produzida por reservatórios maduros. Esta técnica minimiza gastos de
equipamentos de superfície e economiza espaço na plataforma.
Este sistema, parecido com o já apresentado SWIT e esquema de SRWI, da Well
Processing, está sendo testado na produção do campo de Marlim, pela P-37. O óleo
produzido é de aproximadamente 22º API, provando que o sistema consegue fazer uma
eficiente separação mesmo em óleos pesados. Outra vantagem dessa separação
submarina é a possibilidade que é aberta de se aumentar a produção dos outros poços
produtores da plataforma, já que a carga que a P-37 tem que processar é reduzida
quando a separação de óleo e água de um (ou mais) poços é feita no leito marinho.
Novamente, algumas questões devem ser avaliadas cuidadosamente.
Primeiramente, o sistema deve ser capaz de separar quantidades significativas de
água no ambiente submarino. No campo de Marlim, por exemplo, a fase óleo apresenta
bastante tendência à formação de fortes emulsões. Consequentemente, o uso de
desemulsificantes e altas temperaturas de processo, de cerca de 90o, é essencial.
Adicionalmente, quanto maiores forem os tanques, melhor a separação gravitacional é
feita, com melhores tempos de retenção. Esse sistema de separação submarina visa
manter apenas 10% de água na corrente de óleo e gás e 100 ppm de óleo na corrente de
água.
Para que embarcações convencionais possam manusear os equipamentos do
sistema, é necessário que estes sejam o mais compacto possíveis. Apesar de esta
64
característica levar a problemas relacionados ao menor tempo de retenção, essa opção
mostra-se satisfatória pois o processo de separação pode ser aprimorado por métodos
pouco convencionais até pouco tempo, como separadores eletrostáticos e separação por
ciclones. Outro desafio que deve ser superado é a manutenção dos equipamentos para
que a água produzida, após tratamento, fique compatível com as características do
reservatório.
Outra limitação, passível de correção com a ampliação da técnica, é a adaptação
desse sistema em operações de produção que não foram projetadas para tal. Os tipos de
conexão das linhas de fluxo com a árvore de natal levam a limitações de distância entre
a árvore de natal e os equipamentos de separação. Além disso, algumas conexões
podem ser feitas apenas com a remoção da árvore de natal, levando a operações de
workover extremamente custosas e a uma extensa parada da produção.
Alternativamente, pode-se deslocar as linhas de fluxo para uma posição mais próxima à
árvore de natal. Contudo, esta solução afeta a eficiência da separação, já que a
temperatura dos fluidos cai ao percorrer esse trecho adicional de tubulação. Entretanto,
as árvores de natal recentes têm recebido sistemas de conexões que podem ser
desligados independentemente da árvore de natal. Portanto, com o tempo, este problema
será solucionado para novas instalações. O poço de injeção da água produzida em
Marlim neste projeto está distante 2.100 metros dos equipamentos separadores.
Evidentemente, a separação submarina requer um desenvolvimento complexo,
onde cada atividade está anexada a algumas outras, necessitando de forte integração
entre as diversas áreas envolvidas, assim como todas os outros equipamentos e técnicas
inovadoras apresentadas neste trabalho. Em contrapartida, é interessante no que diz
respeito ao sistema de injeção pois possibilita que a água separada e posteriormente
injetada não tenha que subir à plataforma. Isso leva a gastos menores relacionados às
bombas de injeção, espaço e peso das plataformas, entre outros.
65
CAPÍTULO 4 – REMOÇÃO DE SULFATO EM ÁGUAS SALGADAS DE
INJEÇÃO
O fenômeno de incrustação nas tubulações, mostrado na figura abaixo, é
extremamente indesejado pois causa perda de produtividade, qualidade e representa um
alto custo para limpeza dos tubos.
Figura 4.1. Incrustação em tubulação de água produzida.
Fonte: ABRACO (2008)
A incrustação é um processo que tem início com mudanças abruptas no estado
natural da água em questão, podendo estas serem relacionadas a fatores físicos,
químicos ou biológicos, tais como mudanças no pH ou alterações de pressão e
temperatura. Por estes motivos, quando injeta-se água do mar para aumentar a
produtividade, deve-se atentar à compatibilidade desta com a água da formação, conata.
Como essas águas diferem em composição, temperatura, e outros fatores, o processo de
incrustação, também chamado de deposição, tende a ser um problema quando ambos os
tipos de água começam a ser produzidos (ponto de breakthrough).
Os principais causadores de incrustação nas operações de injeção de água são os
sulfatos de cálcio, bário e estrôncio. Estes sulfatos são formados quando íons sulfato da
água do mar injetada entram em contato com o bário, cálcio e estrôncio encontrados na
água da formação. Para remoção dos componentes de sulfato em águas do mar usa-se
bastante o processo de nanofiltração. A conversão de sulfato em sulfureto de
hidrogênio, causada por bactérias termofílicas redutoras de sulfato, é evitada quando a
nanofiltração é usada e portanto o fluxo não é perturbado.
66
Usada pela primeira vez na plataforma Brae Alpha, no Mar do Norte, a
nanofiltração tinha o intuito apenas de controle de incrustação do reservatório em
questão. Posteriormente, este processo mostrou-se útil em outras aplicações, tais como
no desenvolvimento de reservatórios complexos e sofreu avanços tecnológicos que
baratearam sua implementação, tornando-se popular como método de controle de
incrustação. [DAVIS & McELHINEY, 2002]
Ao longo do desenvolvimento do reservatório de óleo em South Brae, a empresa
Marathon Oil, responsável pela produção do mesmo, concluiu que uma manutenção da
pressão seria necessária com o uso da água do mar. Contudo, os reservatórios de Brae
continham entre 800 e 2500 miligramas de bário por litro de água da formação. Ao
injetar água salgada contendo íons sulfato numa concentração de aproximadamente
2700 mg/l, criar-se-ia um potencial grande de formação de incrustação devido à reação
do sulfato da água do mar com o bário da água da formação. Esta ainda continha rádio
226 e 228, compostos radioativos que causariam uma incrustação do tipo NORM
(Naturally Ocurring Radioactive Material), que em português significa Material
Radioativo de Ocorrência Natural. Assim sendo, a simples injeção de água salgada nos
reservatórios de Brae causou operações extremamente custosas de workover, já que a
coluna de produção ficou completamente entupida, devido à incrustação formada, sendo
assim removida e levada para a costa para limpeza.
A alta concentração de bário na água da formação de Brae, em conjunto com a
alta concentração de sulfato da água marinha, superava, então, a eficácia dos
tradicionais produtos químicos inibidores de incrustação, que não conseguiam controlar
a precipitação de sulfato de bário. Adicionalmente, o pH baixo da água de Brae e os
altos níveis de cálcio também dificultaram as medidas necessárias para controle de
incrustação, pois eram formados também sulfatos de cálcio. Por outro lado, essas
dificuldades levaram ao desenvolvimento de inibidores de incrustação mais eficazes e
propícios para a área de Brae, à base de sulfonatos.
Em adição a estes novos inibidores, as operações em Brae levaram ao estudo de
uma nova possibilidade: a remoção dos sulfatos presentes na água a ser injetada.
Consequentemente, a fonte de incrustação, os sulfatos, não existiria e em vez de
controlar os problemas de incrustação com inibidores impotentes frente à tamanha
concentração de sulfato de bário, a solução viria da remoção dos sulfatos ainda na água,
evitando assim a precipitação e, consequentemente, a incrustação. Essa remoção de
67
sulfatos seria, portanto, um método preventivo, ao contrário do uso de químicos
inibidores de incrustação.
4.1 O Processo de Remoção de Sulfato
Enquanto os problemas em Brae supracitados ocorriam, a FilmTec Corporation,
subsidiária da Dow Chemical Company, trabalhava para desenvolver uma membrana de
nanofiltração. Esta seria baseada nas suas membranas de osmose reversa, já existentes.
Estas membranas de osmose reversa removiam todos os íons e eram usadas para
dessalinização de água. No entanto, as membranas de nanofiltração foram
desenvolvidas para remover, seletivamente, apenas íons e moléculas de alto peso
molecular. Estas se mostraram fundamentais no desenvolvimento dos reservatórios de
Brae, pois, enquanto bloqueavam os sulfatos, permitiam a passagem de cloretos de
sódio, essenciais para manter a salinidade da água em um intervalo desejado.
Assim sendo, a FilmTec criou a FILMTEC NF40, membrana de nanofiltração
desenvolvida especialmente para remoção de íons de sulfato do reservatório de Brae.
Com esta, a concentração de sulfato na água do mar daquela região caiu dos originais
2700 mg/l para valores entre 100 mg/l e 150 mg/l. Adicionalmente, a membrana de
nanofiltração era capaz de operar com taxas de recuperação quase duas vezes maiores
que membranas de osmose reversa. Isto era possível pois aquela removia apenas os íons
de sulfato, permitindo a passagem dos cloretos de sódio através da mesma, diminuindo
portanto a concentração de sal na superfície da membrana. Além disso, ao remover
apenas o íon sulfato (e o cátion correspondente, mantendo a neutralidade iônica) a
pressão necessária para operar o sistema torna-se bem menor, devido à menor pressão
osmótica ao longo da membrana. Com o advento das segunda, terceira e quarta gerações
de membranas, a pressão de operação caiu de 400 psi para cerca de 250 psi, levando
evidentemente a menores custos operacionais. Com estes avanços, o conteúdo de sulfato
na água filtrada também caiu, saindo do intervalo de 100 mg/l a 150 mg/l obtido com a
primeira geração de membranas para cerca de 50 mg/l.
A figura 4.2, a seguir, explana simplificadamente o processo de nanofiltração,
ilustrando a remoção de sulfato.
68
Figura 4.2. Processo de Remoção de Sulfatos – Nanofiltração.
Fonte: DAVIS & MCEELHINEY (2002)
Após tratamento para remoção de bactérias, a água do mar é pressurizada contra
a membrana por uma bomba de alimentação e sua válvula associada. A membrana,
portanto, repele o sulfato enquanto permite a passagem dos íons do cloreto de sódio. O
fluxo da água alimentada através da membrana fornece um mecanismo de auto-limpeza
enquanto o sulfato, bicarbonato e outros íons grandes são removidos pela ação de
varredura criada pela corrente rejeitada pela membrana.
As principais características da membrana que influenciam quais íons são
repelidos e quais passam pela mesma são o tamanho dos poros desta, propriedades
químicas da superfície da mesma e a largura da camada da membrana. A membrana de
nanofiltração tem um poro de tamanho de aproximadamente 10 Å4 e uma superfície
extremamente carregada negativamente. Assim sendo, íons de cloreto, com um
diâmetro de 1,8 Å e uma carga negativa, passam pela membrana. Alternativamente, íons
de sulfato, com um diâmetro de 2,4 Å e duas cargas negativas, são repelidos
eletronicamente pela membrana. Cátions pequenos, como sódio (0,98 Å) e magnésio
(0,65 Å), passam livremente pela membrana, com o intuito de manter uma neutralidade
eletrônica entre ambos os lados da mesma. Evidentemente, devido às variações nos
tamanhos dos poros e nas cargas da membrana, nem todos os sulfatos são rejeitados e
nem todos os cloretos passam pela membrana. No entanto, têm-se obtido eficiência de
rejeição de íons sulfato acima de 99% e de passagem de íons cloreto de 95% com as
membranas de nanofiltração recentemente desenvolvidas.
Essas membranas são desenhadas em forma de espiral para maximizar a área
com o menor espaço, de acordo com a figura 4.3, a seguir.
4 Ångström – Unidade de medida de tamanho para átomos e moleculas. Um Å equivale a um nanometro.
69
Figura 4.3. Membranas de nanofiltração.
Fonte: DAVIS & MCELHINEY (2002)
Seis destes módulos ilustrados na figura acima são inseridos em vasos, em série.
Uma corrente de rejeito contém alta concentração de sulfatos e baixa concentração de
cloretos. A outra corrente, portanto, contém bastante cloretos e uma baixa quantidade de
sulfatos. Estes vasos são arranjados numa disposição de dois para um, com as correntes
de rejeitos dos primeiros vasos indo para os vasos no segundo arranjo, como ilustrado
na figura 4.4, melhorando a eficácia do processo. Adicionalmente, a corrente rejeitada
pela membrana de ambos os vasos, ao cair para o vaso seguinte, tem vazão suficiente
para fornecer um mecanismo de auto-limpeza nas membranas.
Figura 4.4. Arranjo dos vasos de membranas.
Fonte: DAVIS & MCELHINEY (2002)
Com a automação do processo de fabricação das membranas, ocorreu um
aumento da área superficial de 320 pés2 para 400 pés2, levando a uma maior eficiência
utilizando o mesmo peso e espaço nas plataformas e FPSO’s, barateando a construção e
facilitando a instalação de unidades de remoção de sulfato, que passaram a necessitar de
menos vasos e tubulações.
70
Assim sendo, o controle de formação de incrustação se tornou gerenciável,
mesmo em casos onde os inibidores tradicionais não seriam suficientes para tal.
Consequentemente, as operações extremamente caras de workover realizadas devido a
problemas de incrustação reduziram-se drasticamente, resultando, portanto, em grandes
economias.
Assim sendo, as membranas de nanofiltração começaram a ser usadas
comercialmente em reservatórios com altos níveis de bário, comumente encontrados no
Mar do Norte, onde apenas inibidores não seriam capazes de controlar as incrustações
formadas. Um exemplo brasileiro de campo com alta concentração de bário (e
estrôncio) é o de Albacora Leste.
A utilização mais importante do processo de remoção de sulfatos é explicada a
seguir, na remoção de sulfatos em águas profundas.
4.2 Remoção de Sulfatos em Águas Profundas
Com o desenvolvimento de reservatórios petrolíferos em águas cada vez mais
profundas, a disponibilidade e viabilidade de aquíferos como fontes de água de injeção
tornou-se cada vez mais escassa, em comparação com operações em águas rasas ou na
costa. Primeiramente, a construção de poços para captação da água de injeção em
aquíferos ultra profundos leva a gastos extremamente elevados, comparáveis aos custos
relacionados aos próprios poços produtores de óleo. Adicionalmente, mesmo que haja
um aquífero disponível, não há garantias que este será adequado para a injeção ou que
sequer tenha água suficiente para tal projeto.
Nesses reservatórios de águas profundas, o tratamento através do uso de
inibidores de incrustação para garantia do fluxo é considerado como arriscado e
indesejável por diversos motivos técnicos e financeiros. Primeiramente, os tubos
submarinos, ligados por manifolds, conectam diversos poços produtores, dificultando
portanto o isolamento de apenas um poço que precise de um tratamento específico.
Além disso, mesmo que se consiga isolar um poço, alguns outros problemas aparecem.
Por exemplo, a pressão máxima suportada pelos risers de produção é de
aproximadamente 2.000 psi, enquanto tratamentos de compressão de inibidores
requerem pressões de injeção por volta de 5.000 psi. Isso levaria a gastos ainda maiores
com tubulações e acomodações especiais. Supondo ainda que seja possível adaptar os
poços à tamanha pressão de operação, dificilmente aguentariam os volumes de
71
inibidores, espaçadores e água, principalmente em operações onde a FPSO está distante
da cabeça do poço em questão. Nesses casos, usualmente utiliza-se uma plataforma de
perfuração para tratamento de cada poço individualmente, o que pode elevar o custo da
operação em torno de US$ 3.000.000. Ainda assim, devido ao emaranhado de poços e
ao fato que cada um tem características únicas, um devido monitoramento da
concentração de inibidores seria prejudicado. Este incorreto monitoramento pode levar a
perda do poço, que por sua vez levaria a perdas em torno de US$ 18.000.000 com
operações de workover. Além de outras complicações, reservatórios de alta e variável
permeabilidade podem prejudicar o lançamento dos inibidores nos locais onde é
necessário. O uso de tubos flexíveis (coil tubing) para tratamentos de inibição de
incrustação poderia ser uma alternativa viável, se não fosse a necessidade de usar uma
sonda de perfuração para cada poço onde o tratamento será feito.
Todas as dificuldades supracitadas do tratamento de controle de incrustação por
inibidores, aliadas aos problemas encontrados em reservatórios com presença em alta
quantidade também de bário, levam a um crescimento notório das técnicas de remoção
de sulfatos da água do mar, principalmente em reservatórios em águas ultra profundas
(como por exemplo, no campo de Roncador) ou que apresentem alguma outra tendência
a altas quantidades de formação de incrustação, como presença em alta concentração de
cálcio ou bário,como os reservatórios de Brae e Albacora Leste.
4.3 Aplicações do Processo de Remoção de Sulfato
A figura 4.5 ilustra como o tipo de operação (squeeze de inibidores ou remoção
de sulfatos) utilizado para controle de incrustações é influenciado pelos fatores acima,
i.e., conteúdo de bário e complexidade do reservatório. Este inclui todos os outros
fatores supracitados, como profundidade, permeabilidade, completação molhada ou
seca, utilização ou não de manifolds submarinos, presença de poços horizontais e/ou
multilaterais, etc.
72
Figura 4.5. Relação de controle de incrustação com seus fatores.
Fonte: DAVIS & MCELHINEY (2002)
Como em toda operação industrial, o fator final que determinará o tipo de
controle de incrustação é a lucratividade de cada operação. Em situações onde a
complexidade do reservatório e do poço, no que diz respeito aos fatores já explanados, é
pequena, o uso de inibidores de incrustações é aceitável até em níveis relativamente
altos de bário. Conforme essa complexidade aumenta, a tolerância do reservatório ao
nível de bário, para que seja justificável o uso de inibidores, cai. Essa tolerância é
representada como a curva no gráfico acima, onde à direita da curva o uso de remoção
de sulfato é mais lucrativo, e à esquerda da mesma, utilizam-se inibidores.
Em conclusão, é fundamental um estudo correto sobre que método de controle
de incrustação será usado em uma determinada operação, com o intuito de evitar danos
ao reservatório, perdas de produção, gastos desnecessários com workover, menor fator
de recuperação, formação de compostos radioativos, entre outros.
4.4 Posicionamento da Unidade de Remoção de Sulfato no Sistema de Tratamento
de Água de Injeção em Relação à Torre Desaeradora
Com o conhecimento da importância atual do processo de remoção de sulfato,
uma outra questão relevante e complicada é levantada: o posicionamento da unidade de
remoção de sulfato (URS) no módulo de tratamento de água de injeção. Basicamente,
há duas opções para o posicionamento desta unidade. A primeira, mostrada na figura
4.6, apresenta a URS à montante da torre de desaeração.
73
Figura 4.6. Tratamento de água do mar com URS à montante da desaeradora.
Fonte: GATE KEEPER (2010)
Esta configuração favorece o processo em si. As membranas da unidade de
remoção de sulfato funcionam melhor com menores temperaturas da água salgada,
enquanto água morna é desejável para a desaeradora. Os trocadores de calor entre a
URS e a desaeradora usam a água do mar para refrigerar a corrente de produção,
eliminando portanto a necessidade de uma série de permutadores de calor apenas para
esta função, reduzindo o tamanho da planta do sistema. Assim sendo, os topside coolers
estão no posicionamento ideal para esta configuração, onde água gelada do mar entra na
unidade de remoção de sulfato e água quente entra na desaeradora. Pode ser necessário
o uso de antiespumantes para tratamento de espumas na desaeradora.
Além da menor planta de processo devido aos trocadores de calor melhor
posicionados, essa configuração minimiza também o peso e o espaço do sistema de
injeção de água na plataforma. Isso acontece porque os equipamentos e tubulações
anteriores à URS precisam ser 33% maiores que os equipamentos e tubulações
posteriores à mesma, devido ao volume referente à corrente de rejeição. Assim sendo,
menor parte das tubulações e equipamentos deve ser projetada para tamanha carga.
Entretanto, ao utilizar-se a URS à montante da torre desaeradora, não se obtém
uma configuração otimizada em relação às operações. Primeiramente, a água do mar
passa pela unidade de remoção de sulfato ainda gaseificada, e portanto, requer custos
adicionais consideráveis para evitar corrosão. Além disso, a água salgada gaseificada
contém também bactérias aeróbicas, que tendem a produzir sólidos que podem entupir
as membranas. Mesmo com o tratamento através de biocidas, altamente recomendável,
a vida útil das membranas é reduzida consideravelmente, passando a ser de algo em
torno de dois ou três anos, e essa operação de substituição de membranas é
extremamente cara. Por fim, é comum o uso de hipoclorito à montante das bombas de
74
captação da água do mar, com o intuito de controlar microorganismos e bactérias. Como
as membranas da URS degradam-se rapidamente conforme são expostas a cloro livre,
tornam-se necessários tratamentos adicionais prévios à unidade de remoção de sulfato,
encarecendo novamente o projeto.
A segunda configuração de posicionamento da URS é mostrada na figura 4.7, a
seguir.
Figura 4.7. URS posicionada à jusante da torre desaeradora.
FONTE: GATE KEEPER (2010)
Esta configuração, onde a unidade de remoção de sulfato é posicionada à jusante
da desaeradora, é caracterizada por privilegiar a operação, e não o processo. A água do
mar que entra na URS já é desaerada, facilitando o controle de incrustação causada por
bactérias. Além disso, a vida útil das membranas em instalações com esta configuração
é de no mínimo quatro anos, usualmente passando disso. Adicionalmente, não há a
necessidade de remover os cloros livres antes da chegada da água desoxigenada à URS.
As vantagens supracitadas desta configuração são relacionadas à operação. As
desvantagens, por sua vez, são relacionadas ao processo. O posicionamento dos topside
coolers, por não ser ideal, pode levar à instalação de um permutador de calor anterior à
desaeradora, se esta for mais importante que a URS. Adicionalmente, a torre
desaeradora precisa ser 33% maior, para conseguir lidar também com a corrente a ser
rejeitada pela URS. Isto pode ser um problema especialmente para unidades flutuantes
de produção, como FPSO’s, onde as tolerâncias de peso e espaço são limitadas. Outras
desvantagens incluem limitações a respeito dos biocidas utilizáveis, possível restrição
da utilização de torres de gas stripping e baixa pressão da água que sai da desaeradora,
obrigando o uso de bombas para adicionar carga à mesma.
Tendo em vista os aspectos observados, a configuração onde a URS está à
montante da torre desaeradora é mais indicada para plataformas onde há certas
limitações de espaço e peso. Por outro lado, em instalações onde peso e espaço não são
75
problemas, a utilização da URS à jusante da desaeradora é mais recomendada devido
aos menores custos operacionais.
4.4.1 Posicionamento de URS e Torre Desaeradora nas FPSO’s P-58 e na OSX-2
Como exemplo dos diferentes esquemas de posicionamento desses dois
equipamentos, temos as FPSO’s P-58 e a OSX-2. A Petrobras fechou contrato com o
grupo Queiroz Galvão para construção da P-58 em dezembro de 2010, num valor de
US$ 543,6 milhões, com capacidade de processamento de 180 mil barris de óleo por
dia. Nesta plataforma, as bombas de evelação da água salgada puxarão esta e a
direcionarão aos filtros de filtragem grosseira de partículas maiores que 25 µm. Haverá
uma injeção de produtos químicos à montante (biocidas) e à jusante (biocidas,
sequestradores de cloro e inibidores de incrustação) desse conjunto de filtros.
Em seguida, o fluxo da água passará por um conjunto de filtros finos, para
remoção de partículas de tamanho superior a 5 µm. À jusante destes filtros, um conjunto
de boosters fornecerão carga ao fluxo para entrar na URS, composta por três trens de
membranas, e posteriormente para a desaeradora. O Utility Flow Diagram (UFD) da P-
58 encontra-se no Apêndice, como Anexo I.
A OSX-2, que por sua vez será capaz de processar cerca de 100 mil barris de
óleo por dia, terá a desaeradora à montante (upstream) da unidade de remoção de
sulfato, como pode ser visto pelo Anexo II – Process Flow Diagram (PFD) da OSX-2 –
no apêndice. Após a passagem da água pela filtração grosseira, esta passará pelos filtros
tipo cartucho e irá para a desaeradora, e por fim, para a URS através de bombas. Haverá
a injeção de biocidas, inibidores de incrustação e sequestradores de cloro na saída da
torre de desaeração a vácuo, antes de passar pelas bombas.
Assim sendo, é razoável dizer que a esquematização da OSX-2 favorecerá a
operação, enquanto o esquema da P-58 favorecerá o processo. É ainda possível concluir
que a OSX-2 contemplará maiores custos com as tubulações e com a torre desaeradora.
Em contrapartida, a água entrará já desaerada na URS, aumentando a vida útil das
membranas de nanofiltração, bem como diminuindo gastos com biocidas para controlar
incrustação por bactérias. Por outro lado, a P-58 economizará espaço e peso na
plataforma ao utilizar a URS à montante da desaeradora, fazendo com que o tamanho
desta seja até 33% menor do que seria necessário caso esta estivesse posicionado à
montante da unidade de remoção de sulfato.
76
4.4.2 P-51 e sua URS
Em novembro de 2004, a Petrobras fechou contrato com a VWS Westgarth,
multinacional especialista em soluções de tratamento de água na indústria de petróleo e
gás. Este contrato referiu-se ao projeto de fornecimento de uma planta de tratamento de
água adequada à capacidade de 283.020 bpd de água e ao fornecimento da unidade de
remoção de sulfato à Petrobras-51 pela VWS.
O esquema proposto pela VWS incluía filtros grosseiros, desaeradora a vácuo,
bombas de alimentação, filtros tipo cartucho, URS, sistemas de limpeza e dosagem de
produtos químicos, além de válvulas de controle.
O processo do tratamento de água na P-51 é dado, portanto, primeiramente pela
filtragem grosseira (coarse), que filtra partículas menores que cerca de 50 µm. Em
seguida, o fluxo de água tem oxigênio removido pela desaeradora a vácuo, passando
posteriormente pelos filtros cartuchos, retendo partículas maiores que 5 µm.
Essa água desaerada e filtrada é puxada pela bomba centrífuga (booster) para a
entrada nos trens de remoção de sulfato, passando pelo processo de nanofiltração
executado pelas membranas. A corrente rejeitada pelas membranas é descartada,
enquanto a corrente permeável segue para trocadores de calor tipo placas e em seguida é
desaerada, novamente, a vácuo. Equipamentos de Clean in Place (CIP), incluindo
tanques de limpeza, bombas, aquecedores e vasos de filtros, são responsáveis pela
limpeza das membranas de nanofiltração.
A VWS Westgarth foi, portanto, responsável pelo fornecimento da unidade de
remoção de sulfato e pelo projeto de tratamento de água da FPSO P-51, com capacidade
de processamento e remoção de sulfato de 283.020 barris de água por dia, com uma
eficiência de 75%, resultando numa água com qualidade de menos de 100 mg de sulfato
por litro de água. A figura 4.8 ilustra uma URS fornecida pela VWS Westgarth, similar
à utilizada pela P-51.
Figura 4.8. Unidade de Remoção de Sulfato (URS).
Fonte: VWSWESTGARTH.COM
77
CAPÍTULO 5 – CONSIDERAÇÕES FINAIS
5.1 Conclusão
O presente trabalho abordou a evolução do sistema de injeção de água em
plataformas offshore. Uma visão fundamentada no histórico das plataformas,
especialmente no Brasil, foi essencial para uma base teórica do restante do trabalho e do
que se pode esperar em relação às futuras inovações. Se por um lado, o sistema de
injeção de água só passou a fazer parte das FPSO’s na Fase 2, este sistema tem recebido
cada vez mais atenção e aprimoramentos técnicos, principalmente devido às limitações
de peso e espaço nas FPSO’s.
Essa dedicação ao sistema de injeção de água começa devido à importância dos
métodos de recuperação secundária na produção de petróleo atualmente, em especial o
de injeção de água, mais utilizado mundialmente. Como foi visto, os métodos de EOR
podem fazer um reservatório produzir até cerca de 60% do OOIP (em casos raros), ao
invés dos 15% possíveis apenas com a recuperação primária. Enquanto a média de
OOIP retirado no mundo é de 30%, a Petrobras tem uma média de 32%, se mostrando
acima da média na tecnologia de produção de óleo, além de perfurar poços que
conseguem extrair mais de 45% do óleo originalmente no reservatório. Assim sendo, é
indiscutível o quão importante é o processo de injeção de água para aumentar a
produtividade de poços, e consequentemente, seu sistema de injeção.
Este sistema foi discutido no Capítulo 3. Diversas evoluções puderam ser
notadas, em todas as fases. A parte de captação de água, por exemplo, evolui em termos
de matéria prima. Ao longo do tempo, foram descobertas tecnologias que permitem o
uso de determinado tipo de água antes não aplicável, ou aumentando a gama de
aplicações de água já utilizada. Um exemplo é a própria água do mar, que teve sua
aplicabilidade elevada com a invenção das unidades de remoção de sulfato. Outro
exemplo que pode ser citado é a ideia de adição de sal em águas doces ou menos
salgadas que o necessário, para evitar choques salinos.
A fase de transporte da água sofre avanços contínuos no que diz respeito às
tubulações utilizadas, sempre sendo aprimoradas para evitar corrosão e outros tipos de
problemas. Atualmente, certa parte da água produzida pode até mesmo ser armazenada
para injeção em outro poço, com falta desta. No entanto, não foi observado em nenhum
dos novos projetos da Petrobras o uso desta tecnologia. Essa adução da água vem sendo
78
barateada devido às simplificações que a indústria encontra e descobre no que diz
respeito à logística offshore.
O próprio processo de recompletar um poço, anteriormente produtor de óleo,
para injeção (ou produção) de água requer tecnologias extremamente avançadas, e
merecem destaque.
A fase de tratamento da água para injeção pode ser a que mais evoluiu nas
últimas décadas. Como foi explicitado no Capítulo 4, a URS tornou a injeção de água
um processo ainda mais viável, lucrativo e aberto a diversas aplicações. O uso do
processo de nanofiltração por membranas eletronicamente carregadas permitiu que essa
água salgada, de grande disponibilidade, fosse injetada em regiões onde inibidores
químicos de incrustação não conseguiriam conter os absurdos gastos com operações de
workover que seriam causados pelo entupimento dos tubos. Adicionalmente, o controle
de incrustação cresceu bastante em poços onde os gravel packs, indispensáveis para o
controle de produção de areia, inviabilizariam o uso dos inibidores supracitados. A
própria produção de reservatórios em elevadas profundidades tornou-se mais econômica
e possível com a utilização da URS.
A remoção de sulfato da água do mar era utilizada, inicialmente, apenas em
reservatórios contendo alta concentração de bário, como já dito. No entanto, com a
descoberta de novas aplicações da remoção de sulfato, esta tem se tornado um processo
fundamental para a injeção de água salgada. Como exemplo de aplicação alternativa,
podem-se citar exemplos onde os poços nos quais deseja-se controlar a incrustação,
apesar de não estarem sujeitos a grandes formações de sulfatos, não podem receber
inibidores de inscrutação devido ao posicionamento de gravel packs. Adicionalmente,
foi estudado e percebido que reservatórios contendo altas concentrações de cálcio e
estrôncio, além de água com salinidade elevada também eram formações em potencial
para uso do processo de remoção de sulfato. Recentemente, a complexidade do
desenvolvimento de certos reservatórios que incluem produção através de poços
horizontais ou multilaterais e/ou de poços extremamente profundos, tem tornado a
remoção de sulfato, na grande maioria dos casos, a única alternativa viável à
manutenção do fluxo pelo controle de incrustação.
Cada reservatório, durante seu desenvolvimento, em conjunto com seu projeto
de injeção de água associado, deve ser estudado em particular para se assegurar de que
processo de controle de incrustação é o mais barato, como ilustrado na figura 4.5. Para
uso somente de inibidores de incrustação, são necessários cálculos prevendo a
79
concentração de inibidores ao longo da vida produtora do reservatório, bem como em
que momento ocorre o breakthrough e dos custos relativos aos inibidores residuais.
Todos estes cálculos devem se basear inclusive, mas não se limitar, a dados de produção
de reservatórios com características similares, principalmente no que diz respeito à
perda de injetividade e produtividade. Por outro lado, deve-se analisar a possibilidade
da utilização de unidade de remoção de sulfato a partir de estudos sobre os custos de
operação da mesma, além dos impactos que serão causados na injetividade e
produtividade pelo uso desta ao invés de somente inibidores de incrustação.
A remoção de sulfato tem se mostrado, assim como as outras inovações
tecnológicas discutidas nos Capítulos 2 (sequestro de carbono) e 3 (tratamento e injeção
de água), fundamental para as operações offshore e é produto de alguns fatores que
sempre estimulam a criação de novas tecnologias: alto preço do petróleo e dificuldades
encontradas que precisam ser superadas. A própria remoção de sulfato se desenvolveu,
levando a maiores vantagens, com estudos sobre o posicionamento da URS em relação
à torre desaeradora. A tabela 5.1 resume as vantagens e desvantagens de cada arranjo
relativo possível.
Tabela 5.1. Vantagens e desvantagens dos possíveis posicionamentos da URS em relação à desaeradora.
Posição Relativa URS à Montante Desaeradora à Montante
Vantagens
Favorece o processo; menor
necessidade de permutadores
de calor; menor planta de
processo; requer menor
espaço e representa menor
peso na plataforma;
Favorece a operação; água na
URS já desaerada; fácil controle
de incrustação por bactérias;
maior vidá útil das membranas;
não há necessidade de controle
cloro livre;
Desvantagens
Água do mar passa pela URS
gaseificada; corrosão;
entupimento de membranas
por bactérias aeróbicas;
menor vida útil das
membranas; tratamento com
sequestradores de cloro e
hipoclorito;
Posicionamento de coolers não
ideal; requer permutador de calor
à montante da desaeradora; torre e
tubulação à montante da URS
33% maiores; requer maior
espaço e representa maior peso na
plataforma; restrição em relação a
torres de gas stripping
80
Esses fatores são recorrentes na indústria do petróleo. A tendência de mercado
aponta não só para oscilações no preço do petróleo, como também para uma elevação
geral no preço desta commodity. Por outro lado, dificuldades são sempre encontradas, e
os profissionais do setor se mostraram capazes de superá-las, umas com mais facilidade,
outras com menos. É essencial que pesquisadores e estudiosos continuem trabalhando
para sempre superar estas dificuldades e manter a evolução dos sistemas de injeção de
água crescente, como é hoje.
Outras inovações, mais recentes, são as instalações de equipamentos
submarinos. Equipamentos atualmente utilizados na superfície começam a ser
instalados no leito marinho por algumas empresas. É o caso do Subsea Water Injection
Treatment (SWIT) da Well Processing, onde o tratamento da água de injeção é feito no
fundo do mar. A água é captada em poços satélites, transportada por dutos para o
sistema de tratamento (SWIT) e então injetada no reservatório. Segundo a empresa, este
esquema pode resultar em economias de até 50% do CAPEX e 25% do OPEX.
Tecnologias parecidas ao SWIT têm sido desenvolvidas no Brasil, pela Petrobras. O
esquema chamado Subsea Raw Water Injection (SRWI) consiste na injeção de água
recém captada, tratamento apenas por filtros e injeção da mesma no reservatório,
economizando assim a necessidade de todo um sistema de injeção na plataforma,
reduzindo custos significativamente.
Outro projeto da Petrobras, já em uso pela P-37, é o de separação submarina de
óleo e água. Com a mesma ideia de instalação de equipamentos submarinos, o espaço na
plataforma torna-se maior. Apesar de não ser diretamente relacionado com o sistema de
injeção de água, este esquema da Petrobras pode ser usado futuramente em conjunto
com o próprio SRWI, ou com algum projeto parecido com o SWIT. Seria então possível
fazer a separação do óleo e reinjeção da água produzida sem a necessidade de levar
estes fluidos à plataforma primeiramente.
5.2 Perspectivas Futuras
Evidentemente, todas as tecnologias mais recentes (de menos de 5 anos)
explicadas acima têm diversas complicações. O esquema de SRWI, por exemplo,
necessita essencialmente de compatibilidade da água da formação com a água do mar.
Os sistemas de SWIT e separação submarina dependem ainda de alguns avanços. Assim
sendo, pode-se prever que, baseado nos acontecimentos recentes, a indústria continuará
81
investindo nestas tecnologias e que estas se tornarão viáveis e amplamente utilizadas
num futuro próximo. Por outro lado, novas tecnologias também aparecerão e precisarão
de muito estudo e investimento para se tornarem viáveis.
Em conclusão, é de suma importância que os incentivos financeiros na pesquisa
de novas tecnologias não cessem, para que a produção de óleo seja cada vez mais barata
e que cada vez mais do OOIP seja produzido. Somando o fato de que o petróleo é uma
fonte de energia não renovável à futura escassez de reservas e à dificuldade de encontrar
jazidas facilmente exploráveis atualmente, resulta-se na necessidade de inovações e
evoluções em toda a cadeia produtiva, inclusive nos sistemas de injeção de água.
82
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Aker Solutions. Seawater sulphate reduction systems. Disponível em
<http://www.akersolutions.com/en/Global-menu/en-/Products-and-Services/technology-
and-development-segment/Wellstream-processing/Process-systems-technologies/Water-
injection/Sulphate-removal/> Acesso em 03/03/2011
Ahmed, T.; McKinney, P. Advanced Reservoir Engineering. Elsevier. Burlington, 2004.
Ahmed, T. Reservoir Engineering Hanbook.. Elsevier. Burlington, 2001.
Bressan, Lia W. Recuperação Avançada de Petróleo. Disponível em
http://www.pucrs.br/cepac/download/EOR_lia.pdf. Porto Alegre. 2008.
Cameron, Process Systems – NATCO Sulphate Removal System. Disponível em <
http://www.c-a-m.com/forms/Product.aspx?prodID=9788f107-6b4d-4988-bd31-243dc4
0dc9e1> Acesso em 01/05/2011.
Craft, B.C.; Hawkins, M.; Terry, R. E. Applied Petroleum Reservoir Engineering.
Prentice Hall. New Jersey, 1991.
Davis, R. A.; McElhiney, J. E. The Advancement of Sulfate Removal from Seawater in
Offshore Waterflood Operations. Denver, 2002.
Medeiros, A. R. Sistemas de Ancoragem e Fundação Offshore. Universidade Federal do
Rio de Janeiro. Disponível em: <http://www.ebah.com.br/content/ABAAABQ40AB/sist
emas-ancoragem-fundacao-offshore> Rio de Janeiro. Acesso em 31/03/2011
Gate Keeper. Placement of Sulfate Removal Units in Waterflood Systems. Disponível
em http://www.gatellc.com/cms-filesystem-action/gat2004-gkp-2010.010-sulfate_remo
val_units_in_waterflood_systems.pdf Acesso em 20/04/2011
Green, D. W.; Willhite, P. G. Enhanced Oil Recovery. SPE Textobook Series. Texas,
1998.
83
Henriques, C. C. D.; Brandão, F. N. From P-34 to P-50: FPSO Evolution. OTC 18681.
Texas, 2007.
Industry Technology Facilitator. Case Study: Subsea Water Injection Treatment (SWIT).
Disponível em <http://www.oil-itf.com/index/cms-filesystem-actionaction/casestudies/it
f-case-study-swit.pdf> Acesso em 25/02/2011
Parson, E. A.; Keith, D. W. Fossil Fuels Without CO2 Emissions. Cambridge, 1998.
Rosa, A. J.; Souza, R. C.; Xavier, J. A.; Engenharia de Reservatórios de Petróleo.
Interciência. Rio de Janeiro, 2006.
Rodrigues, R. T.; Rubio, J. Inovação Tecnológica no Tratamento de Águas Oleosas de
Plataformas Marítimas. Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Porto Alegre.
2003.
Siemens SA. Water Treatment for Injection. Disponível em: < http://www.siemens.no/c
cmi/bu/og/pdf/water_treatment_injection.pdf> Acesso em 11/11/2011
Souza, A. L. S.; Figueiredo, K. C.; Bezerra, M. C.; Furtado, C. A. Water Management
in Petrobras: Developments and Challenges. OTC 17258. Texas, 2005.
Statoil. Water-Alternating-Gas. Disponível em: <http://www.statoil.com/en/technol
ogyinnovation/optimizingreservoirrecovery/recoverymethods/wateralternatinggaswag/p
ages/water-alternating-gas%20(wag).aspx> Acesso em 22/11/2011
Vasconcelos, M. A.; Ligório, W. Contribuição da Unidade de Remoção de Sulfato na
Redução de Perdas por Incrustação: Um Estudo Comparado Aplicado ao Caso de uma
Plataforma de Produção “Offshore”. FSMA. Macaé, 2009.
VWS Westgarth. Offshore Water Treatment. Disponível em < http://www.vwswestgarth
.com/lib/westgarth/DF30p48pneZ73Q9U3C1Q1SW9.pdf> Acesso em 12/03/2011
84
VWS Westgarth. Sulphate Removal Package. Disponível em < http://www.vwswestga
rth.com/en/productsandservices/sulphateremovalpackage/> Acesso em 12/03/2011
Well Processing. Subsea Water Injection Treatment (SWIT) for Increased Oil Recovery.
<http://www.offshore-technology.com/contractors/subsea/well-processing/> Acesso em
21/01/2011
