UNIVERSIDADE FEDERAL DA PARAÍBA

CENTRO DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA

CURSO DE ENGENHARIA QUÍMICA

MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DO PETRÓLEO

JOÃO PESSOA – PB

2015

EVANICE MEDEIROS DE PAIVA - 11021377

FELIPE PIRES FELINTO - 11021628

HÉLIO NUNES DE SOUZA FILHO - 11021374

LARISSA BRANDAO FERREIRA - 10911719

RENATA RODRIGUES MAGALHÃES - 11021573

MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DO PETRÓLEO

Trabalho apresentado ao Departamento de Engenharia Química da Universidade Federal da Paraíba, como parte das exigências para obtenção da nota da disciplina Métodos de Recuperação de Petróleo.

Orientador: Aldredo Curbelo.

JOÃO PESSOA – PB

2015

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO....................................................................................................................4

2. OBJETIVO...........................................................................................................................5

3. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA...............................................................5

3.1 INFLUXO DE ÁGUA........................................................................................................6

3.2 GÁS EM SOLUÇÃO.........................................................................................................7

3.3 EXPANSÃO EM CAPA DE GÁS....................................................................................7

4. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA.........................................................8

4.1 PROJETOS DE INJEÇÃO.............................................................................................10

5. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO TERCIÁRIA...........................................................10

5.1 MÉTODOS TÉRMICOS................................................................................................12

5.2 MÉTODOS MISCÍVEIS.................................................................................................13

5.3 MÉTODOS QUÍMICOS.................................................................................................14

5.3.1 INJEÇÃO DE POLÍMEROS..........................................................................................15

5.3.2 INJEÇÃO DE TENSOATIVOS......................................................................................15

5.3.3 INJEÇÃO DE SOLUÇÃO ALCALINA.........................................................................16

5.4 OUTROS MÉTODOS......................................................................................................16

5.4.1 MÉTODO ELETROMAGNÉTICO................................................................................16

5.4.2 MÉTODO MICROBIOLÓGICO....................................................................................17

6. ESTUDO DE CASO...........................................................................................................18

7. CONCLUSÃO....................................................................................................................23

REFERÊNCIA........................................................................................................................24

1. INTRODUÇÃO

O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos originado da decomposição de matéria

orgânica. O acúmulo dessa matéria no fundo dos oceanos, mares e lagos passam por

alterações físico-químicas ao longo de milhares de anos e transforma-se na substância oleosa

denominada petróleo. Os reservatórios dessa substância são encontrados em bacias

sedimentares específicas, formadas por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou

calcários.

Nas regiões sedimentares o petróleo surge em rochas impermeáveis, permitindo o

acúmulo em quantidades maiores nos poros das rochas e assim constituindo as jazidas. O

estudo das camadas do solo, da constituição das rochas e a quantidade de fluído que pode ser

extraído de uma jazida de petróleo desempenha um papel fundamental na implantação de um

projeto exploratório. Algumas vezes, o petróleo pode aparecer em pequenas quantidades na

superfície (CURBELO, 2002).

Desde o início das atividades da indústria de petróleo e gás foi verificado que o

volume recuperável de óleo de uma jazida sofre alterações ao longo da vida produtiva dos

reservatórios. Os poços que retém uma grande quantidade de hidrocarbonetos, após a

exaustão de sua energia natural, são fortes candidatos ao emprego de uma série de processos

que visam à obtenção do óleo através de uma recuperação adicional.

A produção de um poço de petróleo é composta por etapas que cronologicamente são

chamadas de recuperação primária, recuperação secundária, recuperação terciária, etc. A

recuperação primária é a produção resultante da atuação da energia natural do reservatório.

Com a necessidade do aumento da produção de óleo e devido à rápida queda de

pressão do reservatório, surge a necessidade de utilizar métodos capazes de suplementar a

energia primária por meio de métodos artificiais, conhecidos como métodos de recuperação

secundária ou Métodos Convencionais de Operação. Este método se dar através da injeção de

água ou gás no reservatório que se baseia em mecanismos puramente mecânicos, e tem como

objetivo fornecer pressões necessárias para deslocar o óleo para fora da rocha reservatório e

ocupar o espaço deixado pelo fluido produzido (BORGES, 2009).

Para processos mais complexos e cujas tecnologias ainda não estão satisfatoriamente

desenvolvidas utiliza-se Métodos Especiais de Recuperação. Os campos que são selecionados

para produzirem por meio de métodos especiais de recuperação são estudados arduamente por

uma série de técnicos que gerenciam a produção do reservatório. Basicamente para o

reconhecimento de campos que podem produzir com este tipo de recuperação é necessário:

familiaridade completa com cada campo de óleo em uma determinada área; compreensão dos

métodos especiais de recuperação (ROSA, 2006).

Portanto, os métodos de recuperação são aplicados mesmo havendo condições de

produção com recuperação primária, ou seja, antes que ocorra o declínio total da produção

inicia-se a injeção de fluídos no reservatório e se necessário Métodos especiais de

recuperação. A escolha do método depende de fatores como as características do reservatório,

natureza do óleo, quantidade de óleo “in place”, evolução do campo de acordo com a

produção passada.

2. OBJETIVO

O trabalho tem como objetivo abordar as potencialidades, características e evolução das

tecnologias no que se refere aos métodos de recuperação avançada de petróleo.

3. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA

A denominação de recuperação primária está relacionada aos reservatórios que

utilizam da energia natural disponível para produzir o petróleo para a superfície, por esse

motivo esse termo atualmente está sendo substituído por mecanismos de produção petróleo.

Desses mecanismos três são os principais: Influxo de Água, conhecido também como

Aquífero Natural Ativo (Figura 1); Gás em Solução; Expansão em Capa de gás (Figura 2). Os

dois últimos são mecanismos exclusivamente de reservatório de óleo, enquanto o mecanismo

de influxo de água pode ocorrer também em um reservatório de gás. Em geral a pressão do

fundo do poço é inferior à pressão do reservatório, com isso ocorre a despressurizarão e o

fluido se propaga no reservatório, é essa queda de pressão que determina o mecanismo natural

de produção. A quantidade de óleo a ser recuperada depende do mecanismo predominante, o

fator de recuperação médio global está estimado em 15%, denominado como “óleo fácil”. A

produção adicional a este valor vai depender da utilização de tecnologias adequadas,

viabilidade econômica e estratégias de gerenciamento do reservatório. A maioria do óleo é

recuperado através de métodos secundários e terciários, respectivamente conhecidos como

métodos convencionais de recuperação de petróleo e métodos de recuperação

avançada/especial.

3.1 INFLUXO DE ÁGUA

Um reservatório com influxo de água tem uma conexão hidráulica entre o reservatório

e a rocha saturada com água que é chamada de aquífero. O aquífero, mostrado na Figura 1,

está localizado na extremidade do campo. A água contida no aquífero está pressurizada.

Quando a pressão do reservatório é reduzida pela produção de óleo, a água se expande e cria

uma injeção de água natural no limite reservatório – aquífero. Deste modo, o efeito na

produção de óleo é potencializado, já que a pressão do reservatório cai lentamente.

Figura 1 - Influxo de água

Fonte: CURBELO

A compressão do aquífero também fornece energia ao reservatório. Se o aquífero é

grande e com energia suficiente, a injeção de água pode ser governada pela taxa de fluido

retirado. Então a produção de óleo precisa ser controlada para minimizar a formação de

caminhos preferenciais da água no seu percurso em direção ao poço, pois estes caminhos,

uma vez formados, dificilmente podem ser dissipados.

Alguns reservatórios de influxo de água são conectados a aquíferos que possuem

quantidade de energia limitada. A extensão do aquífero e a capacidade dele fornecer energia

ao reservatório são muito bem conhecidas durante o período de Recuperação Primária, a

menos que exista uma informação geológica extensiva obtida durante a etapa de perfuração

do poço. Geralmente, a pressão do reservatório é monitorada pela retirada do fluido, ou seja, a

capacidade de injeção de água é medida pela taxa de produção de óleo.

Agora, quando o aquífero não pode fornecer energia suficiente ao reservatório, de

modo que, a pressão não possa ser mantida durante a produção de óleo, o recurso de injeção

de água na extremidade do reservatório pode ser utilizado. Os reservatórios com aquíferos

grandes são, raramente, candidatos à injeção de água (THOMAS, 2001; WILLHITE, 1986).

3.2 GÁS EM SOLUÇÃO

O óleo cru, quando está à alta pressão, pode conter grandes quantidades de gás

dissolvido. À medida que os fluidos são retirados a pressão do reservatório vai decaindo

fazendo com que o gás saia da solução e desloque o óleo do reservatório para os poços de

produção. A eficiência desse tipo de reservatório depende da quantidade de gás presente na

solução, das propriedades do óleo e da rocha e da estrutura geológica do reservatório.

Neste tipo de reservatório, as recuperações são baixas. A causa das baixas

recuperações está no fato de que o gás é mais móvel do que o óleo no reservatório. Quando a

pressão do reservatório cai, o gás flui mais rápido que o óleo. Levando a uma depleção

(esgotamento) rápida da energia do reservatório, que é verificada pelo aumento das razões

gás/óleo (RGO) no campo (WILLHITE, 1986).

3.3 EXPANSÃO EM CAPA DE GÁS

Os reservatórios com uma grande capa de gás, como mostra a Figura 2, possuem uma

grande quantidade de energia que está armazenada sob a forma de gás comprimido. A capa de

gás se expande quando os fluidos são retirados do reservatório, e o óleo é deslocado pela

pressão que o gás exerce, ajudado também pela drenagem gravitacional (gravidade).

A expansão da capa de gás é limitada pelo nível da pressão desejada no reservatório e

pela produção de gás nos poços de produção. Os reservatórios com grandes capas de gás,

geralmente, não são considerados bom candidatos à injeção de água. Com isto, a pressão tem

sido mantida, em alguns reservatórios, pela injeção de gás na capa de gás.

Figura 2 - Expansão de Capa de Gás

Fonte: CURBELO

4. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA

Para que haja o transporte do óleo para a superfície do poço é necessária uma pressão

subterrânea capaz de realizar tal tarefa, ao longo do tempo essa pressão natural existente passa

a ser insuficiente para forçar o óleo à superfície, fazendo-se necessária a aplicação de um

mecanismo que supra essa necessidade.

Baseadas na ideia de que as baixas recuperações eram resultados de baixas pressões

nos reservatórios, as primeiras experiências buscavam fornecer pressão ao reservatório por

meio da injeção de um fluido cuja finalidade era deslocar o fluido residente no meio poroso e

ocupar o espaço deixado por este. Como nem sempre o aspecto mais crítico do fluxo dos

fluidos nos meios porosos é a baixa pressão, a simples injeção de fluidos para deslocar outros

fluidos nem sempre resultava em sucesso. Como resultado da observação e da análise dos

comportamentos dos meios porosos quando sujeitos a injeção de fluidos, surgiram os diversos

processos que se conhecem atualmente. (CURBELO, 2006)

Visando o aumento da produção de óleo e a fim de evitar a queda de pressão do

reservatório, que acontece de forma rápida, foi notada a necessidade de utilizar métodos que

fossem capazes de suprir esta energia primária, assim passou-se a utilizar os métodos de

recuperação secundária, que nada mais são do que métodos artificiais que cumprem a função

de aumentar a pressão e facilitar a extração do óleo. Ele consiste na injeção de fluidos no

reservatório que é baseada em mecanismos puramente mecânicos, tendo como objetivo

fornecer pressões necessárias para deslocar o óleo para fora da rocha reservatório e ocupar o

espaço deixado pelo fluido produzido. Porém, ainda assim uma parcela do óleo continua

permanece retida, que nomeada de “oil in-place” (OIP). Existem dois métodos comumente

usados e que são economicamente mais viáveis que é a injeção de água (forçando o óleo a

fluir para os poços de produção) e a re-injeção de gás de produção. A água de injeção pode ter

quatro origens diferentes, água subterrânea, água de superfície, água do mar e água produzida,

isto é, a água que vem associada à produção de petróleo. Atualmente com a realização de

vários estudos foi comprovado ser benéfico ao processo à implantação dos métodos de

recuperação secundários antes mesmo do término da recuperação primária, diferentemente de

décadas atrás quando esses processos só eram implantados quando a produção passava a ser

antieconômica.

Uma curva típica do padrão de recuperação de óleo através da injeção de água no

reservatório é representada na Figura 3 e relaciona o volume de óleo recuperado pelo volume

de água injetado.

Figura 3 - Curva do Volume do óleo deslocado do reservatório x volume de água injetado no reservatório.

Fonte: SAMPAIO

De acordo com a Figura 3 observam-se dois comportamentos da curva, o primeiro é o

trecho linear que pode ser interpretado como o treco onde o volume de água injetado

consegue deslocar o mesmo volume de óleo do reservatório. No ponto de transição da curva

de comportamento linear para não-linear temos o breakthrough, que é o ponto onde há o

inicio da produção de água. A partir do breakthrough,a curva apresenta um comportamento

não linear onde o volume de água injetado não é igual ao volume de óleo produzido, ficando

assim uma parcela retida no reservatório e, certa quantidade de água começa a ser produzida

junto com o óleo.

4.1 PROJETOS DE INJEÇÃO

Antes do processo de recuperação de Petróleo ser implantado no poço se faz

necessário projetar como se dará a injeção do fluído, uma vez que há inúmeras maneiras

possíveis disso acontecer. Os projetos de injeção são feitos com base na viabilidade técnica e

econômica, a etapa que requer mais atenção é a distribuição dos poços de recuperação e

injeção no campo, outros aspectos como as características físicas do meio poroso e do fluído

também são importantes.

Para cada reservatório é necessário que seja feito um projeto exclusivo onde serão

utilizadas as características físicas daquele reservatório e serão supridas as necessidades

específicas do mesmo. Mas algumas considerações podem ser feitas de um modo geral

levando em conta características básicas do reservatório outras já devem ser analisadas em

específico como, pressões e vazões de injeção, estimativas das vazões de produção e volumes

de fluidos a serem injetados e produzidos.

Alguns critérios devem ser seguidos para obtenção de um bom projeto, sendo alguns

deles:

Utilizar o menor volume de fluído, para maior produção possível e em espaço

de tempo economicamente viável.

Perfurar a menor quantidade de poços possíveis.

5. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO TERCIÁRIA

Nas últimas décadas, os métodos terciários passaram a ser denominados como

métodos especiais de recuperação ou métodos de recuperação avançada, traduzido para a

língua inglesa, Enhanced Oil Recovery (EOR). Alguns atores da atualidade preferem usar o

termo, Improved Oil Recovery (IOR) que engloba tanto os métodos especiais como também

os não convencionais, todos aplicados em razão da melhoria na eficiência da produção de

petróleo (BORGES, 2009).

À medida que o poço de petróleo atinge uma determinada vida produtiva torna-se

necessária a aplicação de métodos especiais de recuperação, com o objetivo de manter ou

acelerar a produção do reservatório. Este método envolve todos os processos mais complexos

e cujas tecnologias ainda não estão satisfatoriamente desenvolvidas. Em geral, é empregado

para atuar onde a recuperação secundária falhou ou falharia se viesse a ser aplicada

(THOMAS, 2004).

Como mostrado no tópico anterior, o método convencional é aplicado baseado na idéia

de que baixas recuperações é resultado de baixas pressões nos reservatórios, e a pressão

necessária é fornecida por meio da injeção de fluidos. Nem sempre o aspecto mais importante

é a baixa pressão e por tanto, a simples injeção de fluidos não resulta em sucesso

(CURBELO, 2006). Isso ocorre devido. a elevada viscosidade do óleo do reservatório e as

altas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. No primeiro caso, o óleo presente no

reservatório não consegue ser deslocado por fluidos de baixa viscosidade, porque o mesmo

flui pelo interior das rochas mais facilmente, procurando caminhos alternativos, não

executando com eficiência sua função. Já no segundo caso, de altas tensões interfaciais, a

capacidade do fluido injetado de deslocar o óleo presente nos poros do reservatório é reduzida

drasticamente, deixando elevadas saturações residuais de óleo nas regiões já expostas ao

fluido injetado (THOMAS, 2004).

Os métodos de recuperação avançada são distribuídos em três categorias: Métodos

Térmicos, Métodos Miscíveis e Métodos Químicos. Existem alguns processos que não se

enquadram em nenhuma das categorias apresentadas, esses processos estão inclusos em

Outros Métodos, como pode ser observado na Figura 4.

Figura 4 - Classificação do método Improved Oil Recovery (IOR).

Fonte: UNISANTA, 2015

5.1 MÉTODOS TÉRMICOS

A dificuldade de deslocamento no interior dos poros das rochas, pelo óleo é devido a

alta viscosidade do mesmo. Em contrapartida, os fluido injetados nos métodos de recuperação

secundária, como é o caso da água e do gás, possui uma mobilidade bem maior, devido a sua

baixa viscosidade o que, consequentemente, resulta em uma ineficiência do varrido e baixa

recuperação (CURBELO, 2006).

O mecanismo de recuperação térmica foi um dos primeiros métodos a ser

desenvolvido para viabilizar a produção de petróleo extremamente viscosos. Seu processo

baseia-se no fato de que, o calor transferido ao reservatório aquece o óleo diminuindo sua

viscosidade e por sua vez, facilita o seu deslocamento para o poço produtor (THOMAS,

2004). A Lei de Darcy, demonstra analiticamente esse princípio, onde o fluxo de fluidos no

reservatório é inversamente proporcional à viscosidade, como mostrado na Equação 1. Vale

salientar que o método também contribui para manter a pressão do reservatório, pois o óleo ao

se aquecer, se expande, servindo de energia para expulsar os fluidos do reservatório

( BORGES, 2009).

q= KA ∆ PμL

O desenvolvimento inicial desse método térmico buscava a redução da viscosidade do

óleo através do seu aquecimento para aumentar a recuperação do petróleo. Existem duas

principais categorias de métodos térmicos: Injeção de Fluidos Aquecidos e Combustão in situ.

Os métodos diferem na maneira como é feito o aquecimento do fluido do reservatório.

No primeiro caso, o calor é gerado na superfície e em seguida transportado para o

interior da formação, utilizando-se um fluido aquecido como meio para esse transporte. Nesse

caso de fluidos aquecidos utilizar a água (resultando em uma Injeção de Água Quente) ou

Vapor (resultando em uma Injeção de Vapor). Já a combustão in situ, inicia-se por meio de

uma injeção de ar aquecido, um processo de oxidação do óleo que vai gerando calor, que por

sua vez intensifica a oxidação num processo crescente até se chegar a uma temperatura

chamada “ponto de ignição”, a partir do qual está estabelecida a combustão. O calor gerado

(Equação: 1 )

diminui a viscosidade do óleo, que resulta no aumento do fator de recuperação (CURBELO,

2006).

Cabe destacar a eficiência do método, no entanto, é necessário altos investimentos,

principalmente quando comparados a métodos secundários de recuperação.

5.2 MÉTODOS MISCÍVEIS

Esse método é aplicado em processos que se deseja reduzir substancialmente, ou

mesmo eliminar, as tensões interfaciais. As baixas eficiências de deslocamento podem ocorrer

devido ao fluido injetado não conseguir retirar o óleo para fora dos poros da rocha, graças às

altas tensões interfaciais. Essas tensões podem ser explicadas pelas forças capilares e

interfaciais geradas entre os fluidos, já que estes não se misturam (BORGES, 2009). Nesse

caso, os métodos miscíveis são os indicados, já que se busca injetar fluidos miscíveis com o

óleo do reservatório.

Quando dois fluidos são imiscíveis, ou seja, não se misturam, os mesmos estabelecem

uma interface submetida a tensões interfaciais. Estas tensões de natureza físico-química atuam

também nas relações rocha e fluido, podendo ser mais ou menos intensas, dependendo da

natureza dos fluidos e da rocha (THOMAS, 2004). A miscibilidade dos fluidos é a

propriedade que permite que dois ou mais fluidos se misturem e formem um sistema

homogêneo composto por uma única fase. Caso o fluido injetado e o óleo sejam miscíveis,

não existirá essas tensões interfaciais.

Os métodos miscíveis consistem na injeção de fluidos que podem se tornar miscíveis,

desenvolvendo-a sob determinadas pressões, dependendo da composição do óleo do

reservatório e sua temperatura (BORGES, 2009) ou que já apresentem essa propriedade, de tal

modo que não permita a existência de tais tensões. Dessa maneira, o óleo será totalmente

deslocado para fora da área que for contatada pelo fluido injetado. Os fluidos que podem ser

empregados para deslocamento miscível são, preferencialmente, o dióxido de carbono, o gás

natural e o nitrogênio.

Para o caso da injeção do dióxido de carbono (Figura 5), a miscibilidade não é

instantânea com o óleo. Essa propriedade só é observada na zona, conhecida como, zona de

miscibilidade que por sua vez, depende de diferentes fatores, como: viscosidade do óleo,

profundidade, temperatura, permeabilidade e densidade de CO2. Uma de suas vantagens está

em reduzir a viscosidade do óleo, juntamente com a sua maior mobilidade em CO2, além

também de, consequente, diminuir as forças capilares. Chegando a tingir um fator de

recuperação de 40 a 45%. No entanto, algumas desvantagens da utilização desse método é

observada, como a de ser fonte de liberação de gás carbônico para atmosfera, a dificuldade na

separação do CO2 do óleo e elevada corrosão dos equipamentos (CEPAC, 2008).

Figura 5 - Injeção de dióxido de carbono empregado para o deslocamento miscível do óleo.

Fonte: PUCRS, 2008

5.3 MÉTODOS QUÍMICOS

Tem como objetivo gerar propriedades ou condições interfaciais que são mais

favoráveis para o deslocamento do óleo, os métodos químicos se caracterizam pela utilização

de produtos químicos à água, o que, promove uma certa interação química entre o fluido

injetado e os fluidos do reservatório. Em geral, esses métodos são aplicados para óleos com

viscosidade moderada, não sendo aconselhado para óleos com elevada densidade, que por sua

vez, apresentem pouca ou nenhuma mobilidade (BORGES, 2009).

Os tipos mais comuns de métodos químicos são: injeção de polímeros, injeção de

solução de tensoativos, injeção de microemulsão, injeção de solução alcalina, etc.

5.3.1 INJEÇÃO DE POLÍMEROS

Quando se adiciona polímeros à água de injeção, ocorre a transformação da mesma em

um fluido que se desloca no meio poroso com a mesma mobilidade que o óleo. Por esse

motivo, a injeção de polímeros, é indicada quando o óleo do reservatório tem viscosidade

elevada. A semelhança gerada pelos polímeros, permite que o fluido injetado em vez de

escolher caminhos preferenciais e se dirigir rapidamente para os poços de produção, se

difunde mais no meio poroso, aumentando as eficiências de varrido (THOMAS, 2004).

A injeção de polímeros é um dos poucos métodos químicos, possíveis tecnicamente e

economicamente, além de ser, dentre os métodos de recuperação terciária, um dos poucos que

podem ser aplicados a reservatórios “off-shore”. Ele também tem como objetivo reduzir a

quantidade de água injetada e, consequentemente, o maior efluente da exploração de

reservatórios, a água produzida (BORGES, 2009).

5.3.2 INJEÇÃO DE TENSOATIVOS

O tensoativo, também chamado de surfactante, tem a finalidade de reduzir as tensões

interfaciais entre a água e o óleo. Os surfactantes utilizados são responsáveis por alterar as

propriedades superficiais ou interfaciais entre os fluidos, através de suas moléculas

ambifílicas, ou seja, que possuem uma dupla atratividade, onde uma extremidade da molécula

é atraída pela água (hidrofílica) e a outra, é atraída pelo óleo, permitindo solubilizar óleo e

água. Desta forma, é possível afirmar que ao se adicionar uma substância tensoativa à água de

injeção, na verdade está se fazendo um deslocamento miscível com água.

Em geral, os métodos miscíveis são pobres em relação a eficiência de varrido. Isto

ocorre devido as baixas viscosidades das soluções de tensoativos em relação a do óleo,

deixando a maior parte do reservatório sem ser varrida. A injeção de microemulsão é uma

tentativa de se obter um deslocamento miscível com boas eficiências de varrido. É uma

mistura com a qual se tem a preocupação com a miscibilidade e com o controle da

viscosidade (THOMAS, 2009).

5.3.3 INJEÇÃO DE SOLUÇÃO ALCALINA

Quando se utiliza a injeção de fluidos alcalinos nos reservatórios, ou seja, quando a

substância alcalina é adiciona à água, em geral soda cáustica, tem a finalidade de reagir com

certos ácidos orgânicos presentes em alguns óleos, produzindo dentro do próprio reservatório

certa quantidade de substância tensoativa. Este surfactante, assim formado, vai gerar uma

série de efeitos dentro do reservatório, os quais causam um maior ganho na produção de óleo.

5.4 OUTROS MÉTODOS

Existem outros métodos que têm sido pesquisados e que por sua vez, não se encaixam

em nenhuma das categorias acima, como é o caso da recuperação microbiológica e da

recuperação utilizando ondas eletromagnéticas.

5.4.1 MÉTODO ELETROMAGNÉTICO

A recuperação através de ondas eletromagnéticas é um processo de aquecimento do

reservatório por meio de ondas eletromagnéticas, campos elétricos, ocasionadas pela

aplicação de uma diferença de potencial entre os poços do campo (CURBELO, 2006).

O aquecimento eletromagnético consiste na transformação da energia elétrica em

térmica por meio da interação direta entre o campo eletromagnético e as partículas

eletricamente sensíveis do meio que podem ser íons ou moléculas dipolares dos fluidos. O

aquecimento pode acontecer por rotação, convecção ou condução (MANICHAND, 2002).

No primeiro caso, por rotação, o aquecimento é gerado por uma corrente de rotação

graças à interação entre o campo eletromagnético de excitação e as partículas eletricamente

sensíveis às variações sofridas pelo campo. Este fenômeno é extremamente complexo, mas

pode ser resumido da seguinte maneira: as partículas eletricamente sensíveis encontram-se de

forma desordenada no meio quando o campo elétrico é nulo, mas uma vez submetidas a um

campo elétrico, as moléculas dipolares e os íons tendem a se orientar de acordo com a direção

do campo. À medida que a frequência do campo aplicado aumenta, cresce a agitação

molecular e, consequentemente, maior é a transformação da energia eletromagnética em

térmica por fricção intermolecular. Neste caso o aquecimento é instantâneo, independente das

características térmicas do meio e dependente da freqüência utilizada, da intensidade do

campo elétrico de excitação e da permissividade complexa do meio.

No caso do aquecimento por condução, esse é baseado no efeito Joule, ou seja, ele é

produzido pela passagem de uma corrente de condução que independe da frequência do

campo elétrico. O efeito Joule relaciona-se diretamente com as partículas do meio em

desequilíbrio elétrico. Neste caso, o meio a aquecer deve apresentar condutividade elétrica

que satisfaça às condições mínimas de aplicação do método, para isso é necessário, moléculas

polares e íons, característicos de água e água salina, respectivamente. Para o caso de

aquecimento eletromagnético a baixa frequência deve-se manter, durante o processo, níveis de

tensão e/ou de potência suficientes para manter o fluxo de corrente de condução.

Já no caso do aquecimento por convecção, que por sua vez, é ocasionado por uma

corrente de deslocamento que é responsável pela propagação da onda eletromagnética no

meio dissipativo. Portanto, ela é importante na penetração do campo elétrico e, em

consequência, do campo térmico. Esta penetração é função, entre outras, da frequência da

onda e da constante dielétrica do meio (MANICHAND, 2002).

5.4.2 MÉTODO MICROBIOLÓGICO

Já a recuperação microbiológica é obtida a partir do emprego de diferentes micro-

organismos que, quando adequadamente estabelecido e através dos seus processos biológicos

no interior do reservatório, produzem uma série de substâncias que causam os mais diversos

resultados e que podem melhorar a recuperação de petróleo (THOMAS, 2004).

Com relação aos efeitos biológicos, as bactérias em contato com o meio aquoso cheio

de nutrientes, realizam reações metabólicas que incluem a quebra das cadeias mais longas dos

hidrocarbonetos, produzindo um óleo mais leve, equivalendo-se a um craqueamento biológico

do petróleo. Duplamente importante, pois além de aumentar a recuperação do óleo pesado,

este ainda se tornaria mais tecnicamente atraente (BORGES, 2009).

Dentre as vantagens, desse método, pode-se destacar sua atratividade econômica por

necessitar de mínimas alterações nas facilidades de produção e nas facilidades de operação.

Pode ser aplicado para uma larga escala de óleos. Além de que, a atividade microbiológica

pode ser facilmente suspenso ao cessar a injeção de nutrientes. Já as desvantagens, pode-se

destacar algumas limitações a reservatórios de elevadas temperaturas (T >72°C) e salinidades

(teor sal >10%), que apresentam dificuldades no controle do perfil do desempenho

microbiológico, como taxas de reação, concentrações requeridas do produto, estequiometria,

falta de critérios para aplicação, necessidade de aperfeiçoamento do método através de testes

laboratoriais e simulações para prever o mecanismo da recuperação do óleo (BORGES,

2009).

6. ESTUDO DE CASO

Este tópico tem como finalidade descrever um estudo de caso realizado por

Manichand, R. N.; Mata, W, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Departamento

de Engenharia Química e Engenharia Elétrica, respectivamente com o título Recuperação

avançada de petróleo através do aquecimento eletromagnético associado com a injeção de

água: estudo de casos.

O estudo inicia-se com um breve resumo dos métodos térmicos utilizados na

recuperação avançada de petróleo, por conta sua grande aplicabilidade em reservatórios de

óleos pesados, ou seja, de alta viscosidade. Esses métodos têm por finalidade fornecer calor

ao óleo de modo a reduzir as forças viscosas, seja por injeção de um fluido quente como

vapor ou ar aquecido, ou pela ação de ondas eletromagnéticas sobre os fluidos da formação.

Atualmente o método de injeção de vapor, é o mais utilizado, porém, as restrições a

sua aplicabilidade tornaram necessário o desenvolvimento de métodos alternativos a serem

aplicados quando a injeção de vapor já não fornece o retorno esperado. O aquecimento

eletromagnético, que transforma energia elétrica em térmica (ABERNATHY, 1976;

PIZARRO, TREVISAN, 1990; DAMATA, 1993), vem se apresentando como uma alternativa

competitiva.

O método de aquecimento eletromagnético é baseado na transformação de energia

elétrica em térmica através da interação direta entre o campo eletromagnético de excitação e

as partículas eletricamente sensíveis do meio. O escoamento é considerado trifásico (óleo, gás

e água) e o modelo físico aplicado a um reservatório é baseada nos princípios de conservação

de massa, energia e movimento em meios porosos, aplicados para as fases fluidas e sólidas.

Em seguida ele explica os materiais e métodos utilizados para avaliar o desempenho

do aquecimento eletromagnético na recuperação de reservatórios de petróleo. Foram

considerados os dois casos estudados: Campo 01 e campo 02. O campo 01 possui óleo de alta

viscosidade e o Campo 02 com óleo de viscosidade intermediária.

Com os dados de caracterização dos reservatórios (porosidade, permeabilidade,

saturação, entre outros) os casos foram simulados utilizando o simulador comercial STARS

da CMG (Computer Modeling Group). A malha computacional de poços do piloto em Campo

01 (Figura 6) é composta por um poço produtor central, quatro poços de injeção de corrente e

dois poços de injeção de água. A partir dos resultados do aquecimento eletromagnético

associado à injeção de água obtidos no Campo 01, optou-se por um novo piloto em uma área

que tem um baixo fator de recuperação, porém, com poços de alta produtividade (Campo 02).

A malha de poços desse piloto é mostrada na Figura 7. Trata-se de nove poços

produtores de óleo, sendo quatro de injeção de corrente e cinco de retorno, e quatro poços

injetores de água. Com esse piloto visa-se avaliar melhor como tornar o aquecimento

eletromagnético economicamente viável mediante a injeção associada de água. As duas

figuras abaixo demonstram os tipos de poço em cada campo.

Figura 6 - Malha de poços do piloto no Campo 01. Figura 7 - Malha de poços no Campo 02.

Os parâmetros de controle, na aplicação do aquecimento eletromagnético e a injeção

associada de água no campo real, são as variáveis estudadas durante as diversas simulações a

fim de avaliar o seu efeito sobre a produção de óleo e água, a saber: Temperatura no fundo do

poço (Tf), Potência aplicada por poço (Pot), e Vazão de água injetada (Qinj).

As Tabelas abaixo demonstram mostram, os níveis dos parâmetros de controle do

Campo 01 e Campo 02.

Tabela 1- Casos estudados no Campo 01.

Tabela 2 - Casos estudados no Campo 02.

Com as simulações realizadas foram gerados dados de produção diária e acumulada de

óleo (Qo e Np, respectivamente) e de água (Qw e Wp, respectivamente) nos casos de produção

primária, produção com o aquecimento eletromagnético, produção com a injeção de água, e

produção com o aquecimento eletromagnético associado à injeção de água.

Como resultados e discussões, analisaram os dados obtidos dos campos, 01 e 02. No

campo 01 é apresentado dois gráficos: o de produção diária e acumulada de óleo (Qo e Np,

respectivamente) (Figuras 8 e 9) com os respectivos níveis de temperatura, potência e vazão

de injeção de água simulados.

Figura 8 - Produção diária de óleo para Campo 01. Figura 9 - Produção acumulada de óleo para Campo 01.

Analisando os gráficos evidenciou a influência do aquecimento eletromagnético o

deslocamento das curvas de produção de óleo (Qo) e de produção acumulada (Np) em relação

ao caso de produções primárias (curvas em preto). De forma qualitativa, os ganhos são

bastante significativos. A influência da injeção de água ficou evidenciada pela antecipação da

produção (deslocamento das curvas para a esquerda em relação ao caso com aquecimento

apenas, sem injeção).

A seguir a Tabela 3 mostra os resultados das frações recuperadas e produção

acumulada de óleo e de água, e o valor presente líquido (VPL) para os casos estudados do

Campo 01. Para o cálculo do valor presente líquido no fim do período de observação foram

mantidos os valores reais de receita e custos.

Tabela 3 - Resultados de fr, Np, Wp e VPL para todos os casos estudados de Campo 01

Observa-se que, de uma forma geral, em todos os casos estudados ocorreu um

aumento da fração recuperada. Os autores analisaram os resultados obtidos no caso do projeto

de Campo 01, e observaram o efeito do aquecimento eletromagnético na recuperação

suplementar de petróleo foi mais acentuado do que o efeito da injeção de água isoladamente.

Isso pode ser explicado pelo fato que o óleo do campo de Campo 01 ser um óleo bastante

viscoso e, consequentemente, a variação de temperatura sofrida pelo óleo tem como efeito

uma redução substancial na sua viscosidade. Este fenômeno é tanto mais importante quanto

maior for à viscosidade do óleo.

No campo 02 pode-se observar o projeto de aquecimento eletromagnético, no qual a

zona estudada apresenta uma viscosidade de aproximadamente 30cp, os casos estudados e os

resultados da simulação mostram a produção diária e acumulada de óleo (Figuras 10 e 11)

para os respectivos níveis de temperatura, potência elétrica injetada por poço e vazão de água

injetada por poço.

Figura 10 - Produção diária de óleo para Campo 02. Figura 11 - Produção acumulada de óleo para Campo 02.

Os autores analisaram os gráficos e chegaram a conclusão que na Figura 5 que o

aquecimento eletromagnético foi iniciado após 640 dias, evidenciou-se pelo primeiro pico nas

curvas de produção diária de óleo. Após 850 dias foi iniciada a injeção de água, evidenciada

pelo segundo pico nas curvas de produção diária de óleo. A influência do aquecimento

eletromagnético ficou evidenciada pelo deslocamento das curvas de produção de óleo (Qo) e

de produção acumulada (Np) em relação ao caso de produções primárias (curvas em preto). A

influência da injeção de água ficou evidenciada pela antecipação da produção (deslocamento

das curvas para a esquerda em relação aos casos com injeção apenas, sem aquecimento).

Em seguida a Tabela 4 mostra os resultados de fração recuperada (fr), produção acumulada

de óleo (Np) e de água (Wp), e o valor presente líquido (VPL) para os casos estudados de

Campo 02. Para o cálculo do valor presente líquido, no fim do período de observação foram

mantidos os valores mais prováveis de receita e despesas.

Tabela 4. Resultados de fr, Np, Wp e VPL para todos os casos estudados de Campo 02.

Observou-se que, de uma forma geral, em todos os casos estudados ocorreu um

aumento da fração recuperada.

Desta forma, os autores concluíram que no caso do Campo 02, o efeito da injeção de

água é mais acentuado do que apenas o efeito do aquecimento eletromagnético. Isso se

explica pelo fato que o óleo do Campo 02 é um óleo menos viscoso e, consequentemente, a

influência da variação da temperatura na redução da viscosidade do óleo é menor. Por ser um

óleo menos viscoso a água injetada consegue deslocar o óleo com mais eficiência em direção

aos poços produtores, resultando em uma melhor eficiência de varrido.

Segundo o estudo realizado, os autores chegaram a conclusão que o desempenho do

método de aquecimento eletromagnético pode ser aplicado para aumentar o fator de

recuperação de jazidas de petróleo. Ao contrário de alguns outros métodos de recuperação

suplementar, ele não apresenta limitações, sobretudo quanto à profundidade da zona de

interesse. Contudo ouve umas situações em que as condições podem apresentar-se como

ideais para a sua aplicação, tais como: quanto mais viscoso o óleo, melhor a eficiência deste

método térmico; a temperatura pode ser qualquer desde que não ultrapasse a temperatura de

ebulição da água nas condições de reservatório; uma maior salinidade da água de formação

favorece a condutividade elétrica; uma saturação de água não muito elevada para não

prejudicar a viabilidade econômica do processo.

7. CONCLUSÃO

As altas de preço do petróleo são um dos fatores que incentivaram o desenvolvimento

e aperfeiçoamento dos projetos de recuperação avançada, e muitas inovações representam a

resposta às necessidades do mercado.

Para utilização de métodos avançados de recuperação de hidrocarbonetos é essencial

um conhecimento dos conceitos de engenharia de reservatórios e de termodinâmica,

principalmente sobre comportamento de fases de acordo com pressão e temperatura.

Atualmente, dentre os métodos abordados os Métodos químicos e miscíveis são os que

apresentam uma maior tendência de desenvolvimento, sendo incentivado, principalmente,

pela utilização de coprodutos da produção dos biocombustíveis e pelo uso de CO2, este último

com a vantagem de contribuir para mitigação das mudanças climáticas.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ABERNATHY, E. R., Production Increase of Heavy Oils by Electromagnetic Heating. The Journal of Canadian Petroleum Technology, july-september, 1976.

BORGES, Sarah M. Santana. Recuperação avançada de petróleo (EOR) com a utilização da glicerina bruta (GB) co-produto da produção de Biodiesel. 2009. Mestrado (Dissertação). Programa de Pós-graduação em Química, Universidade Federal da Bahia-UFBA, Salvador, BA, 2009.

COSTA, A. P. A., Desenvolvimento de um simulador térmico para recuperação de petróleos viscosos via aquecimento eletromagnético. Dissertação de mestrado UFRN/CT/PPGEQ, Natal/RN - Brasil, 1998.

CURBELO, Fabíola Dias da SILVA – Estudo da remoção de óleo em águas produzidas na indústria de petróleo, por adsorção em coluna utilizando a vermiculita expandida e hidrofobizada. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-graduação em Engenharia Química, Natal – RN, Brasil, 2002.

CURBELO, Fabiola Dias da Silva – Recuperação Avançada de petróleo utilizando tensoativos. 2006. Tese de Doutorado, UFRN.

DAMATA, W., Récupération Assitée des Pétroles Visqueux par Ondes Electromagnétiques. Doctor These - INPT – France, 1993.

MANICHAND, R. N., Análise do desempenho do aquecimento eletromagnético na recuperação de reservatórios de petróleo. Dissertação de mestrado UFRN/CT/PPGEQ, Natal/RN - Brasil, 2002.

PIZARRO, J. O. S., TREVISAN, O. V., Electrical Heating of Oil Reservoirs. Journal of Petroleum Tech., october, 1990.

ROSA, A. J., Carvalho, R. S., Xavier, J.A.D., Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006.

WILLHITE, G. P. Waterflooding, SPE Textbook, v. 3, 326 pp, EUA, 1986.