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Tecnologias Regionais II Petróleo Curso técnico de Química – Módulo IV Professor: Hélio Arêas Crespo Neto Colaboração: Profa. Mônica Manhães Prof. Sérgio Batista 2013 Capítulo 1 – Origem do petróleo A origem do petróleo é um dos mistérios mais bem guardados pela natureza. Séculos de especulações e experimentações propiciaram numerosas hipóteses e teorias, muitas delas antagônicas e passíveis de discussões tão acaloradas quanto estéreis. Estas teorias podem ser classificadas em inorgânicas e orgânicas. As teorias inorgânicas atribuem ao petróleo uma origem a partir de processos exclusivamente inorgânicos, isto é, sem a intervenção dos organismos vivos de qualquer espécie. Já as teorias orgânicas atribuem aos organismos vivos um papel fundamental no processo de geração do petróleo. Abordaremos brevemente algumas destas teorias até chegarmos a teoria orgânica moderna que é a que melhor se destaca na comunidade científica. O petróleo é conhecido desde a mais remota antiguidade, uma vez que, tem a tendência de escapar para a superfície sob a forma de exsudações, expondo-se à curiosidade dos homens. Desta forma, a utilização do petróleo pelas civilizações antigas está bem documentada na literatura. A Bíblia, por exemplo, apresenta diversas citações, como a calafetagem da arca lendária por Noé, em preparação para o advento do dilúvio. Os fenícios utilizaram largamente o “betume” para calafetamento de suas magníficas embarcações. Na Mesopotâmia e no Egito, o petróleo era bastante utilizado como argamassa nas construções, na pavimentação das estradas e outras finalidades, como no processo de embalsamento, muito difundido no Egito. No Novo Mundo, o petróleo também era conhecido desde tempos remotos. Índios pré- colombianos, como os Karnkawa dos Texas (E.U.A), utilizavam este produto para decorar e impermeabilizar seus potes de cerâmicas. Os incas, os maias e outras civilizações índias antigas também estavam bem familiarizadas com o petróleo, dele se aproveitando para diversos fins (remédios, combustível, artefatos bélicos etc.). Com tantas ocorrências em todo o mundo não é de se estranhar a utilização do petróleo desde épocas imemoriais. O homem, certamente, passou a especular sobre a origem deste fluido desde a primeira vez que veio a utilizá-lo, por curiosidade ou intuição. Entretanto, somente a partir dos três últimos séculos, é que o assunto mereceu tratamento aprofundado e de caráter científico. 1.1- Teorias Inorgânicas As Teorias inorgânicas atribuem ao petróleo uma origem exclusivamente abiogênica, a partir de sínteses inorgânicas. Essas teorias foram estabelecidas e definidas principalmente pelos químicos, alguns deles de celebridade reconhecida. Isto porque, em seus laboratórios, eram capazes de produzir hidrocarbonetos a partir de fontes exclusivamente inorgânicas e não viam razão para que fenômeno semelhante não ocorresse em condições naturais. 1.1.1 - Emanações Vulcânicas A referência mais antiga sobre a origem inorgânica do petróleo parece ser de Virlet. Esse autor, em artigo publicado em 1834, considerou os hidrocarbonetos do petróleo como originários de emanações vulcânicas. Segundo ele: “as ocorrências de petróleo estão em relação mais ou menos direta com fenômenos vulcânicos” e acredita que os hidrocarbonetos são produtos de vulcanismo produzidos em condições particulares. Brunet (1838) endossa a opinião de Virlet. “As fontes de petróleo e de betumes são encontradas, quase sempre, nas vizinhanças de vulcões de lama, de fontes ardentes e de depósitos vulcânicos, logo a origem do petróleo e dos betumes é um efeito da mesma causa que produz os fenômenos vulcânicos”. Nos séculos XVII e XVIII, teorias vulcânicas como as de Virlet e Brunet gozaram de uma certa popularidade entre os cientistas. O fato se deve à observação de numerosas ocorrências de óleo e gás em associação íntima com vulcões de lama, tidos na época como manifestações de verdadeiro vulcanismo. Vulcões de lama são exsudações de gás sob alta pressão, que escapam das acumulações petrolíferas através de falhas ou fraturas, trazendo consigo água, lama, areia, fragmentos de rocha e, ocasionalmente, óleo. Essa teoria não se suporta pois áreas de onde óleo e gás são encontrados em associação com materiais ígneos (vulcânicos), fontes termais, ou outras evidências de vulcanismo, contem rochas sedimentares na subsuperfície e não há registro de ocorrência de petróleo em áreas onde o material de subsuperfícies é inteiramente de origem ígnea. 1.1.2 – Origem Cósmica Boutigny, em 1858, propôs uma “teoria cósmica” para a origem do petróleo. O autor imaginou a atmosfera primitiva da Terra contendo hidrocarbonetos em abundância sob a forma gasosa, além de vapor d’água. Com o resfriamento do planeta os hidrocarbonetos teriam se precipitado sob a forma de chuva, infiltrando-se no solo e aí formando os depósitos petrolíferos. A analise crítica da possibilidade de uma origem cósmica para o petróleo, pondera que, se esse tivesse sido o caso, o petróleo deveria ser encontrado mais uniformemente distribuído na superfície da Terra e deveria ser encontrado mais abundantemente nas rochas mais antigas. O que sabemos é que regiões restritas como o Oriente Médio são ricos em petróleo e acumulações de eras antigas como o Precambriano, o Cambriano e o Triássico são notavelmente pobres em em petróleo, muito embora contenham volumes consideráveis de rochas porosas e permeáveis adequadas ao armazenamento de hidrocarbonetos. 1.1.3 – Síntese Inorgânica Berthelot, químico e político francês, apresentou, em 1866, uma teoria que atribuiu origem exclusivamente inorgânica para o petróleo. Para esse autor, o petróleo se originaria nas proximidades do núcleo terrestre. O gás carbônico aí existente se combinaria com metais alcalinos livres, produzindo compostos do tipo C2Na2. Estes em contato com a água, dariam origem ao acetileno que por reações de polimerização e hidrogenação, formaria os demais hidrocarbonetos do petróleo, tanto aromáticos como saturados. Byasson (1871) também demonstrou a possibilidade de produção de hidrocarbonetos por processos puramente inorgânicos, ou seja, pela reação do monóxido de carbono (CO) com hidrogênio (H2). O cientista fez passar o CO2 e vapor d’água sobre carvão e o ferro em brasa, obtendo um óleo semelhante ao petróleo bruto. Mendeleiv em 1877, obteve hidrocarbonetos em laboratório reagindo carbonetos metálicos com vapor d’água. Nas décadas de 50 e 60 as teorias inorgânicas foram reativadas na Rússia, devido à comprovação de indícios de hidrocarbonetos em emanações vulcânicas e em rochas cristalinas. Numerosos cientistas desse país tentaram consolidar as teorias inorgânicas, tendo sido realizados quatro grandes conclaves sobre o assunto nos anos de 1954, 1957, 1958 e 1968. Os congressos de 1958 e 1968 foram os mais importantes tendo sido gerados numerosos artigos de interesse científico. Os trabalhos de 1958 foram publicados em 1959, numa coleção que recebeu o título de “Problemas da Origem do Petróleo e Gás Natural e Condições para a sua Formação”. Os do congresso de 1968 foram reunidos na coleção “Origem dos Depósitos de Petróleo e de Gás e Condições de Formação”. Um dos trabalhos mais populares de síntese inorgânica pelos russos é o de Chekalyuk (1967). Ele analisou teoricamente as condições termodinâmicas e geológicas para a formação de hidrocarbonetos no manto. Suas conclusões foram apresentadas no trabalho “Óleo no Manto Superior da Terra”. O trabalho de Chekalyuk, embora sério e de alto valor científico, foi duramente criticado. Isso levou o autor a efetuar uma série de experimentos visando comprovar sua teoria. Consta que com misturas de CaCO3, MgSO4, CH2O, SiO2, FeO, a temperaturas de 150-1700 Kelvin e pressõesde 40 a 60 Kbar, o autor obteve misturas de hidrocarbonetos contendo metano até n-heptano. 1.1.4 – Teoria de Porfir’ev Dentre as teorias de origem inorgânica mais modernas, merece destaque a do cientista russo Porfir’ev, que tem apresentado numerosos trabalhos importantes visando solucionar o intrigante problema de origem do petróleo. Porfir’ev (1974), usando o método dedutivo e baseado em princípios clássicos de termodinâmica e ideias modernas de geologia e geofísica, concluiu que, sob as altas pressões e temperaturas existentes dentro da camada de Gutemberg, na parte superior do manto, em rochas ultramáficas contendo óxido de ferro e compostos voláteis (H2O, CO), compostos orgânicos equivalentes ao petróleo são formados e podem aí existir em equilíbrio termodinâmico com o meio circundante. O trabalho de Porfir’ev merece maior atenção pelo fato de o autor tentar explicar como o petróleo poderia migrar do manto para as bacias sedimentares; pela discussão das em prol da sua teoria e pelo fato de criticar as evidências que constituem as bases das teorias orgânicas. De acordo com Porfir’ev, a prova mais direta e convincente da teoria inorgânica é a existência de acumulações petrolíferas comerciais em rochas cristalinas e metamórficas do embasamento, entretanto, em todos os casos conhecidos, existem rochas sedimentares próximas nas quais o óleo poderia ter sido gerado, migrando posteriormente para as rochas cristalinas fraturadas ou alteradas. Estas agiriam, neste caso, apenas como rochas reservatório. 1.2 Teorias Orgânicas As teorias orgânicas postulam que o petróleo é formado a partir de restos de animais e plantas, isto é, dos produtos bioquímicos incorporados às rochas sedimentares durante a sedimentação. 1.2.1 – Vulcanismo A frequente associação de exsudações petrolíferas com fenômenos vulcânicos ou pseudo- vulcânicos também inspirou as primeiras teorias sobre a origem orgânica do petróleo. A teoria mais antiga parece ter sido formulada por Boccone, na Itália, em 1667. Esse autor, discutindo a origem do petróleo e do asfalto, afirma que ambos são resultantes da destilação da matéria orgânica. De acordo com Forbes (1955) Boccone foi influenciado pela observação de exsudações petrolíferas nas imediações de vulcões da Itália. A monumental Encyclopédie de Dederot e D’Alembert tratando da origem do petróleo e dos betumes, conclui que “a destilação (da matéria orgânica) por fogos subterrâneos é a hipótese mais acreditada”. Ensodossava, assim, a teoria de Boccone. O grande prestígio de Alexander vom Humboldt contribuiu para o crédito de que o vulcanismo teria papel preponderante na geração do petróleo. Em sua obra-prima, “Cosmos”, publicada entre 1845 e 1862, o autor afirma que o petróleo associado aos vulcões de lama é destilado de grandes profundidades, o vulcanismo fornecendo o calor para a destilação. Charles Lyell, famosos geólogo inglês, também contribuiu em sua época para a vulgarização e crédito de uma origem vulcânica para o petróleo. Lyell é considerado o pai da geologia moderna. Sua obra “Principles of Geology”, publicada em três volumes entre 1830 e 1833, ainda é clássica na literatura geológica. O trabalho desse autor se destaca principalmente pelo fato de desenvolver e o popularizar o famoso princípio “o presente é a chave do passado”, estabelecido por James Huton de Edinburgo no final do século anterior. 1.2.2 – Óleos, Gorduras e Resinas Estas substâncias foram cogitadas como a matéria-prima do petróleo, e é interessante assinalar que muitas delas gozam atualmente de grande popularidade como precursoras de petróleo. Pierre-Joseph Macquer, da Academia Francesa de Ciências, postulou em 1758, a hipótese de que o petróleo se originaria por reações de óleos vegetais com ácidos minerais. Afirmava este cientista que o flogisto desempenhava um papel fundamental na transformação dos óleos vegetais em petróleo. Charles Hatchett, químico inglês, sugeriu em 1798, que óleos, gorduras e resinas, tanto de origem animal como vegetal, formavam betumes quando se decompunham. Esse químico havia analisado inúmeras amostras de asfalto e outros materiais semelhantes, estando bastante familiarizado com o caráter destas substâncias. 1.2.3 – Engler e a Teoria Hofer-Engler Em 1888, Engler, químico alemão, evidenciou pela primeira vez, em bases experimentais, a geração de petróleo a partir da matéria orgânica. O cientista aqueceu, em autoclave a 400ºC e alta pressão, óleos de peixes e animais marinhos, obtendo um produto semelhante ao petróleo, no qual diversos hidrocarbonetos foram reconhecidos. Posteriormente Engler se associou a Hofer, grande adversário das teorias inorgânicas, que estavam se firmando na Rússia, e estabeleceram a teoria Hofer-Engler sobre a origem do petróleo. Para esses autores, a matéria orgânica animal e os óleos vegetais são matéria-prima a partir da qual o petróleo se forma por destilação a temperatura moderada e alta pressão. 1.2.4 – Teoria Orgânica Moderna Nas décadas de 60 a 70, foi estabelecido e firmado o conceito de rocha geradora, base da Teoria Orgânica Moderna: “Se foi encontrado Petróleo, deve existir uma rocha geradora a ela relacionada”. Evidências mais positivas da natureza química e geológica para a origem do petróleo reduziram, drasticamente, o número de seguidores de teorias inorgânicas, mesmo na Rússia, tradicionalmente o “quartel-general” dos “inorganistas”. Atualmente, aceita-se que a matéria orgânica depositada com os sedimentos é convertida por processos bacterianos e químicos, durante o soterramento, num polímero complexo chamado de querogênio contendo maior quantidade de nitrogênio e oxigênio. Este processo é acompanhado pela remoção de água e compactação de sedimentos. O querogênio, por sua vez, é convertido em hidrocarbonetos pelo craqueamento térmico a maiores profundidades e temperatura relativamente elevadas. A Teoria Orgânica Moderna é aceita atualmente pela esmagadora maioria dos geólogos e geoquímicos. As seguintes evidências são consideradas provas convincentes da origem orgânica do petróleo: a) mais de 90% dos depósitos petrolíferos encontram-se em rochas sedimentares. b) hidrocarbonetos do petróleo podem ser produzidos em laboratório a partir de matéria orgânica c) existem hidrocarbonetos disseminados em abundância nas rochas geradoras d) o petróleo contém alguns compostos cuja origem bioquímica é evidente e) o petróleo é oticamente ativo, isto é, desvia o plano de vibração da luz polarizada f) a razão isotópica C12/C13 dos petróleos evidencia origem orgânica Capítulo 2 - Fatores condicionantes da ocorrência de petróleo em bacias sedimentares A formação de uma acumulação de petróleo em uma bacia sedimentar requer a associação de uma série de fatores. Uma acumulação comercial de petróleo é o resultado de uma associação adequada destes fatores no tempo e no espaço. A ausência de apenas um desses fatores inviabiliza a formação de uma jazida petrolífera. a) a existência de rochas ricas em matéria orgânica, denominadas de rochas geradoras; b) as rochas geradoras devem ser submetidas às condições adequadas (tempo e temperatura) para a geração do petróleo; c) a existência de uma rocha com porosidade e permeabilidade necessárias à acumulação e a produção do petróleo, denominada de rochas reservatório; d) a presença de condições favoráveis à migração do petróleo da rocha geradora até a rocha reservatório; e) a existência de uma rocha impermeável que retenha o petróleo, denominada de rocha selante ou capeadora; e f) um arranjo geométrico (trapa) das rochas reservatório e selante que favoreça a acumulação de um volume significativo de petróleo. A rocha geradora deve possuir matéria orgânica em quantidadee qualidade adequadas e submetida ao estágio de evolução térmica necessário para degradação do querogênio. É aceito de modo geral, que uma rocha geradora deve conter um mínimo de 0,5 a 1,0% de teor de carbono orgânico total (COT). Os aspectos volumétricos da rocha geradora (espessura e extensão lateral) também não devem ser ignorados, pois uma rocha com quantidade e qualidade da matéria orgânica adequadas pode ser, por exemplo, muito delgada - pouco espessa - para gerar quantidades comerciais de petróleo. Estima-se que em média 0,1% da matéria orgânica produzida pelos organismos fotossintéticos é preservada nos sedimentos. Os ambientes mais favoráveis à preservação da matéria orgânica são os mares restritos e os lagos profundos. A matéria orgânica passa por uma série de transformações denominada de diagênese. Essas transformações ocorrem após a incorporação nos sedimentos e as pequenas profundidades e baixas temperaturas (até 1000m e 50ºC) as quais a matéria orgânica é submetida. A diagênese tem início com a degradação bioquímica da matéria orgânica pela atividade de microorganismos (bactérias, fungos, etc) aeróbicos e anaeróbicos que vivem na porção superior da coluna sedimentar (principalmente no primeiro metro). As proteínas e carboidratos são transformadas em seus aminoácidos e açúcares individuais, os lípidios são transformados em glicerol e ácidos graxos e a lignina, em fenóis e ácidos aromáticos. As proteínas e carboidratos são os compostos mais instáveis, enquanto os lipídios e a lignina são mais resistentes à degradação. Essas transformações são acompanhadas pela geração de dióxido de carbono, água e metano. O resíduo da degradação microbiana passa em seguida por mudanças químicas (perda de grupos funcionais e polimerização) que resultam numa progressiva condensação e insolubilização da matéria orgânica. Ao longo deste processo, os biopolímeros (compostos sintetizados pelos organismos) são transformados nos geopolímeros encontrados nas rochas sedimentares. O produto final do processo de diagênese é o querogênio, definido como a fração insolúvel da matéria orgânica presente nas rochas sedimentares. Além do querogênio, também há uma fração solúvel, composta por hidrocarbonetos e não-hidrocarbonetos derivados de biopolímeros pouco alterados, e denominada de betume. O querogênio é a forma mais importante de ocorrência de carbono orgânico na Terra, sendo 1000 vezes mais abundante do que o carvão e o petróleo somados. Quimicamente, o querogênio é uma macromolécula tridimensional constituída por ‘’núcleos’’ aromáticos (camadas paralelas de anéis aromáticos condensados), ligados por ‘’pontes’’ de cadeias alifáticas lineares ou ramificadas. Tanto os núcleos quanto as pontes apresentam grupos funcionais com heteroátomos (ex: ésteres, cetonas, etc). Ao microscópio, normalmente é possível identificar estruturas remanescentes da matéria orgânica original, tais como tecidos vegetais, pólens e esporos, colônias de algas, etc. Em muitos casos, entretanto, o processo de diagênese pode obliterar a estrutura original, o que resulta a formação de um querogênio amorfo. Com o soterramento da rocha geradora o querogênio é submetido a temperaturas progressivamente mais altas. Como forma de se adaptar as novas condições de pressão e temperatura, o querogênio passa por uma série de transformações que incluem, inicialmente, a liberação de grupos funcionais e heteroátomos, seguida pela perda de hidrocarbonetos alifáticos e cíclicos, e acompanhadas por uma progressiva aromatização da matéria orgânica. Como consequência das transformações sofridas pelo querogênio, são produzidos dióxido de carbono, água, gás sulfídrico, hidrocarbonetos, etc. O processo de expulsão do petróleo das rochas geradoras, fator essencial para a formação das acumulações comerciais, é denominado de migração primária. Acredita-se que a migração primária é controlada basicamente pelo aumento de pressão nas rochas geradoras em resposta à progressiva compactação e à expansão volumétrica ocasionada pela formação do petróleo. Deste modo, forma-se um gradiente de pressão entre a rocha geradora e as camadas adjacentes, favorecendo a formação de microfaturas e o deslocamento de fases discretas de hidrocarbonetos. O encadeamento dos processos de aumento de pressão, microfraturamento, movimentação de fluidos e subsequente alívio de pressão constitui um ciclo que deve se repetir diversas vezes para que ocorra a expulsão de quantidades significativas de petróleo. Balanços de massa baseados em dados geoquímicos de poços e nos resultados de experimentos de laboratório indicam que a eficiência do processo de expulsão pode ser elevada, alcançando valores de 50 a 90%. Denomina-se de reservatório à rocha com porosidade e permeabilidade adequadas à acumulação de petróleo. A maior parte das reservas conhecidas encontra-se em arenitos e rochas carbonáticas, embora acumulações de petróleo também ocorrem em folhelhos, conglomerados ou mesmo em rochas ígneas e metamórficas. Para ser uma rocha reservatório explorável, o conglomerado de sedimentos deve possuir porosidade e permeabilidade suficiente. A porosidade, representada pela letra grega φ, é definida como a porcentagem (em volume) de vazios de uma rocha. Na maioria dos reservatórios a porosidade varia de 10 a 20%. Os reservatórios normalmente apresentam variações horizontais e verticais de porosidade. A quantidade, tamanho, geometria e grau de conectividade dos poros controlam diretamente a produtividade do reservatório. A permeabilidade, representada geralmente pela letra K, é a capacidade da rocha de transmitir fluido, sendo expressa em Darcys (D) ou milidarcys (md). Uma rocha tem 1D de permeabilidade quando transmite um fluido de 1cP (centipoise) de viscosidade com uma vazão de 1cm3/s, através de uma seção de 1cm2 e sob um gradiente de pressão de 1atm/cm. È controlada principalmente pela quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. A acumulação de petróleo somente ocorre se entre a rocha reservatório e a rocha selante estiverem presentes falhas geológicas que funcionam como trapas (armadilhas). O deslocamento do petróleo entre a rocha geradora e a trapa é denominada de migração secundária. As rochas selantes ou capeadoras são as responsáveis pela retenção do petróleo nas trapas. Devem apresentar baixa permeabilidade associada com alta pressão capilar, de modo a impedir a migração vertical do petróleo. Cabe ressaltar que a capacidade selante de uma rocha é dinâmica. Um folhelho capeador pode, com o aumento da compactação e alguma atividade tectônica, fraturar-se e perder sua capacidade selante. Para que seja possível a formação de uma Rocha com poros mas com pouca conectividade entre eles (baixa permeabilidade). Rocha com poros e com alta conectividade entre eles (alta permeabilidade). jazida petrolífera, é fundamental que a formação da trapa seja contemporânea ou anteceda a geração e migração do petróleo. Capítulo 3 – Composição química do petróleo Do latim petra e oleum o petróleo no estado líquido é uma mistura complexa de hidrocarbonetos, oleosa, menos densa que a água, inflamável, apresenta odor característico e cor que varia entre o negro e o castanho-claro podendo apresentar-se com aspecto fluido ou semi- sólido. O petróleo contém centenas de compostos, e separá-los em componentes puros ou misturas de composição exatamente conhecida é praticamente impossível. São considerados componentes principais o C, o H e o S, sendo este último a impureza mais importante tanto com relação à manutenção industrial dos equipamentos (caráter ácido, ação corrosiva) quanto com relação a aspectos ambientais. Durante a combustão,o enxofre presente nos combustíveis reage com o O2: S + O2 SO2 SO2 + 1/2 O2 SO3 Os gases produzidos, em contato com água formam ácido sulfúrico, principal constituinte da chuva ácida. SO3 + H2O H2SO4 Em média, o petróleo constitui-se de: Hidrogênio 11-14% Carbono 83-87% Enxofre 0,06-8% Nitrogênio 0,11-1,7% Oxigênio 0,1-2% Metais Até 0,3% Tabela 1 - Composicão química elementar média (% em peso) O petróleo sendo basicamente composto de carbono e hidrogênio, é uma mistura essencialmente orgânica e desta forma pode ser analisado do ponto de vista dos componentes orgânicos nele contidos. Parafinas Normais 14% Parafinas Ramificadas 16% Parafinas Cíclicas (naftênicas) 30% Aromáticos 30% Resinas e asfaltenos 10% Tabela 2 - Composicão química de um petróleo típico � Parafinas normais => são os hidrocarbonetos de cadeia aberta, normal e saturada Ex.:CH3-CH2-CH3 Nome - Propano � Parafinas ramificadas => são os hidrocarbonetos de cadeia aberta, saturada e ramificada Ex.: CH3-CH-CH2-CH3 Nome – 2- metil butano | CH3 � Parafinas cíclicas => são os hidrocarbonetos de cadeia fechada e saturada, geralmente sem ramificações Ex.: � Aromáticos => são os hidrocarbonetos aromáticos Ex.: � Resinas e asfaltenos Moléculas grandes com alta relação C/H e S, O e N (de 6,9 a 7,3%). São constituídas de 3 a 10 ou mais anéis, geralmente aromáticos, em cada molécula. Os asfaltenos não estão dissolvidos no petróleo mas sim dispersos na forma coloidal, quando puros são sólidos escuros e não voláteis; já as resinas são facilmente solúveis, sendo líquidos viscosos ou sólidos pastosos e tão voláteis quanto hidrocarbonetos de mesma massa molecular. As resinas de alto peso molecular são avermelhadas, enquanto as mais leves são menos coloridas. Os hidrocarbonetos insaturados, dos quais os mais comuns são os alcenos, apresentam fórmula geral CnH2n. Também chamados olefinas, constituem um grupo extremamente reativo e são dificilmente preservados na natureza, e por conseguinte, praticamente não ocorrem no petróleo. O petróleo também apresenta componentes que não são hidrocarbonetos, a saber: � Compostos Nitrogenados Os compostos nitrogenados apresentam-se quase em sua totalidade na forma orgânica e são termicamente estáveis. Aparecem nas formas de piridinas, quinolinas, pirróis, indóis, porfirinas e compostos policíclicos com enxofre, oxigênio e metais. Os petróleos contêm cerca de 0,17% em massa de nitrogênio. � Compostos Sulfurados O enxofre é o terceiro elemento mais abundante no petróleo tendo composição média de 0,65% em massa, variando entre 0,02 e 4,00%. Ocorre no petróleo na forma de sulfetos, polissulfetos, benzotiofenos e derivados, moléculas policíclicas com N e O, gás sulfídrico, dissulfeto de carbono, sulfeto de carbonila e enxofre elementar. Em geral quanto maior o teor de S maior a densidade. Tais compostos são indesejáveis pois aumentam a polaridade dos óleos aumentando a estabilidade das emulsões, são responsáveis pela corrosividade do óleo bruto e dos derivados, contaminam os catalisadores e determinam a cor e o cheiro dos produtos finais. São tóxicos, produzem anidridos por combustão os quais formam ácidos em meio aquoso. � Compostos Oxigenados Aparecem no petróleo de forma mais ou menos complexa, tais como ácidos carboxílicos, fenóis, cresóis, ésteres, amidas, cetonas e benzofuranos. De modo geral tendem a se concentrar nas frações mais pesadas e são responsáveis pela acidez e coloração (ácidos naftênicos), odor (fenóis), formação de goma e corrosividade das frações do petróleo. � Compostos Metálicos Podem ocorrer no petróleo o Fe, Zn, Cu, Pb, Mo, Co, As, Mn, Cr, Na, Ni e V, onde os dois últimos apresentam maior incidência. O teor varia de 1 a 1200 ppm. Apresentam- se como sais orgânicos dissolvidos na água emulsionada ao petróleo e na forma de compostos organometálicos complexos, que tendem a se concentrar nas frações mais pesadas. 3.1 - TIPOS DE PETRÓLEO 3.1.1- Classe parafínica Nesta classe os óleos apresentam 75% ou mais de parafinas, são leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez exceto nos casos onde o óleo apresenta n-parafinas de alto peso molecular (alto ponto de fluidez). Os aromáticos presentes apresentam um ou dois anéis e o teor de enxofre é baixo. Encontrado na região nordeste do Brasil. Os petróleos de várias regiões do recôncavo baiano são ricos em cêras parafínicas dissolvidas que chegam a causar problemas como entupimento nas tubulações dos poços e oleodutos. 3.1.2- Parafínico-naftênica: Nesta classe os óleos apresentam de 50% a 70% de parafinas e mais de 20% de naftenos (25% a 40%). A densidade e a viscosidade ainda são maiores que nos da classe parafínica. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de Campos é deste tipo. 3.1.3- Classe Naftênica: Nesta classe os óleos apresentam mais de 70% de compostos naftênicos. Apresentam baixo teor de enxofre e correspondem a uma pequena fração dos óleos encontrados. Alguns na América do Sul, Rússia e Mar do Norte pertencem a esta classe. 3.1.4- Classe Aromática intermediária: Nesta classe os óleos apresentam mais de 50% de hidrocarbonetos aromáticos. Apresentam teor de enxofre acima de 1% e 10% a 30% de resinas e asfaltenos. O teor de monoaromáticos é baixo, mas o teor de tiofenos e dibenzotiofenos é elevado. A densidade é geralmente maior que 0,85. Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe. 3.1.5- Classe Aromático-naftênica: Estes óleos são derivados dos parafínicos e parafínico-naftênicos que apresentam mais de 35% de compostos naftênicos, podendo conter mais de 25% de resinas e asfaltenos e teor de S entre 0,4% e 1%. Alguns óleos do Ocidente Africano são assim classificados. 3.1.6- Classe Aromático-asfáltica: Compreende óleos pesados e viscosos, resultantes de alterações sofridas por aromáticos intermediários. O teor de resinas e asfaltenos é elevado. O teor de S varia de 1% a 9%. A esta classe pertencem alguns óleos encontrados no Canadá, na Venezuela e no sul da França. 3.2- CARACTERÍSTICAS FÍSICAS 3.2.1- Odor: Varia muito com a composição, mas costuma ser característico. Se for rico em frações leves (C1 a C5) apresenta odor parecido com o da gasolina, se for rico em compostos sulfurados (mercaptans ou tíois) apresenta odor bastante desagradável como o que sentimos ao presenciar um vazamento de GLP. A função mercaptan apresenta fórmula genérica: R—SH, onde o átomo de hidrogênio liberado sob forma de cátion H+ é responsável pelo aspecto corrosivo e a presença de enxofre pelo aspecto poluidor desses compostos. Ex.: CH3 — SH metanotiol ou mercaptan metílico CH3—CH—CH3 propano-2-tiol ou mercaptan isopropílico | SH 3.2.2 – Densidade: Varia entre 0,75 e 0,95 considerando o óleo cru. Os mais profundos e mais antigos costumam ser os menos densos, pela cisão mais pronunciada das moléculas e consequentemente aumento das frações mais leves. O petróleo árabe é leve pois é o mais velho do mundo. No mundo do petróleo a densidade (massa específica) é medida em uma escala arbitrária criada pela American Petroleum Institute conhecida como grau API. Essa escala está relacionada com a massa específica do petróleo pela fórmula: No Brasil, existe uma classificação baseada no °API para os petróleos produzidos: °API Classificação Acima de 30 Leve Entre 22 e 30Médio Abaixo de 22 Pesado Abaixo de 10 Extrapesado Tabela 3 - Classificação brasileira do petróleo em relação ao °API Tabela 4 – Características do petróleo brasileiro 5,1315,141 −= ρ API Tabela 5 - Características do petróleo mundial Um petróleo classificado como leve apresenta maior valor de mercado devido a se obter uma maior quantidades de derivados leves numa simples “destilação”; a ter elevada abundância de n-parafinas; a possuir menor teor de enxofre; a possuir menos impurezas; a ser mais claro e de fácil refinamento. 3.2.3 – Viscosidade: Os petróleos mais viscosos costumam ser os mais densos. A importância do controle da viscosidade se dá na medida correta e seleção de bombas (potência) e dimensionamento das ∅tubulações ( ). Capitulo 4 – Prospecção A descoberta de uma jazida de petróleo é uma tarefa que envolve longo e dispendioso estudo e análise de dados geológicos e geofísicos das bacias sedimentares. A fase de estudos preliminares para localização da jazida é chamada de prospecção. Após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço, que é a etapa que exige mais investimento em todo o processo de prospecção. Um programa de prospecção visa fundamentalmente dois objetivos: A) Localizar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas quer tenham condições pra acumulação de petróleo. B)Verificar qual destas situações, possui mais chance de conter petróleo. A identificação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada através de métodos geológicos e geofísicos, que, atuando em conjunto conseguem indicar o local mais propício para a perfuração. 4.1- MÉTODOS GEOLÓGICOS A primeira etapa de um programa exploratório é o estudo geológico com o propósito de reconstituir as condições de formação e acumulação de hidrocarbonetos em uma determinada região. Para esse fim, o geólogo elabora mapas de geologia de superfície com o apoio da aerofotogrametria e da fotogeologia, infere a geologia de subsuperfície a partir dos mapas de superfície e dados de poços, como também analisa as informações de caráter paleontológico e geoquímico. A geologia de superfície é determinada através de mapeamentos das rochas que afloram na superfície, sendo possível reconhecer e delimitar as bacias sedimentares e identificar estruturas capazes de acumular hidrocarbonetos. 4.1.1- Aerofotogrametria e Fotogeologia: A aerofotogrametria é fundamental para a construção de mapas de base ou topográficos. Consiste em fotografar o terreno utilizando-se um avião devidamente equipado, voando com altitude, direção e velocidades constante. A fotogeologia consiste na determinação das feições geológicas a partir de fotos aéreas, onde dobras, falhas e o mergulho das camadas geológicas são visíveis. As estruturas geológicas podem ser identificadas através da variação de cor do solo, da configuração de rios e de drenagem presentes na região de estudo. Além das fotos aéreas obtidas nos levantamentos aerofotogramétricos, usa-se também imagens de radar e imagens de satélites. 4.1.2- Estudos complementares: Os estudos geológicos abrangem também os aspectos estratigráficos, petrográficos e micropaleontológicos. O primeiro estuda e analisa a origem e distribuição das rochas no tempo e no espaço; o segundo descreve a natureza das rochas e o último estuda e analisa os fósseis microbiológicos presentes em uma região. Os estudos complementares são realizados normalmente após a perfuração de um poço, na qual testemunhos são retirados e analisados. Se as indicações analisadas pelos geólogos são favoráveis a ocorrência de petróleo e maiores detalhes são necessários, métodos geofísicos são aplicados. 4.2- MÉTODOS GEOFÍSICOS A geofísica é a ciência que estuda as características físicas das rochas. Os métodos geofísicos ou potenciais correspondem a gravimetria, magnetometria e sismografia. 4.2.1- Gravimetria A prospecção gravimétrica evoluiu do estudo do campo gravitacional da Terra. O campo gravitacional depende de cinco fatores, latitude, elevação, topografia, marés e variações de densidade em superfície. Este último é único que interessa na exploração gravimétrica do petróleo, pois permite fazer estimativas da espessura dos sedimentos, presença de rochas com densidades anômalas como rochas ígneas e domos de sal e prever a existência de altos e baixos estruturais pela distribuição desigual das densidades em superfície. Desta forma pode-se inferir locais com possibilidade de acumular fluidos. 4.2.2- Magnetometria Baseia-se nas variações locais do magnetismo terrestre. Essas variações são causadas pela maior ou menor presença de magnetita (Fe3O4) nos diferentes tipos de rocha. Nas rochas sedimentares são comuns os elementos Na e K - provenientes de cinzas de plantas; Si, Al e Ca – geralmente sob forma de SO4= e CO3=; P – proveniente de ossos e Fe – apenas traços. A unidade de medida em levantamentos magnéticos é o gamma, que equivale a 10-5 gauss, unidade criada em homenagem ao matemático alemão Karl F. Gauss (1777 – 1855). O campo magnético da Terra é da ordem de 50000 gammas e as anomalias de interesse na pesquisa do petróleo são da ordem de 1 a 10 gammas. As anomalias produzidas por diferentes rochas, podem ser comparadas com a quantidade de magnetita distribuída nessas rochas. As rochas sedimentares apresentam, em geral, valores de susceptibilidade magnética muito baixos. A presença de maiores quantidades de magnetita indica ausência de petróleo. 4.2.3- Sismografia Do grego seismós que significa abalo, agitação, tremor de terra, a sísmica é o método da geofísica que se utiliza da produção artificial de abalos para determinar a distribuição das velocidades de propagação das ondas nas rochas e suas estruturas geológicas. A sísmica tornou-se pouco a pouco uma ferramenta indispensável a pesquisa do petróleo que baseia-se no fato da velocidade de propagação das ondas sísmicas variar de rocha para rocha, em função entre outras propriedades da densidade das mesmas. O método sísmico de reflexão fornece alta definição das feições geológicas em subsuperfície propícias à acumulação de hidrocarbonetos. Mais de 90% dos investimentos em prospecção são aplicados em sísmica de reflexão. O levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes artificiais, que se propagam pelo interior da Terra. Tais ondas são refletidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes constituições petrofísicas, e retornam à superfície onde são captadas por sofisticados equipamentos de registro. Tendo com parâmetro a economia, em função do detalhe necessário aos objetivos do levantamento sísmico, critérios são pré-estabelecidos como por exemplo resolução e profundidade de interesse. Como exemplo, o tempo de registro determina a profundidade máxima da pesquisa. No instante t=0 (detonação) o sismógrafo inicia a gravação até o tempo estabelecido pelo operador (geofísico). Em levantamentos terrestres o tempo é geralmente de 4 segundos. Considerando que a velocidade média de propagação das ondas sísmicas nas rochas é de 3000 m/s, para t=4s a profundidade máxima de pesquisa será de 6000 metros (dois segundos para a ida e dois para a volta). No mar devido à lâmina d’água onde as ondas se propagam mais lentamente (1500 m/s) o tempo de registro varia de 6 a 12 segundos. A análise destes registros (sismogramas) permite a elaboração de mapas que podem evidenciar estruturas favoráveis — armadilhas — ao acúmulo de petróleo. As técnicas de geologia e geofísica, embora avançadas só permitem um prévio reconhecimento das camadas rochosas e da sua profundidadea partir da superfície, gerando apenas resultados prováveis. Geólogos e geofísicos podem afirmar a inexistência de petróleo em determinadas áreas mas não podem garantir sua presença mesmo nas áreas consideradas prováveis. Para comprovar a existência de petróleo só existe um meio: PERFURAR Capítulo 5- Perfuração e Completação A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. Na perfuração rotativa as rochas são perfuradas pela ação da rotação e pesos aplicados a uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração. A coluna de perfuração consiste basicamente de comandos ﴾tubos de paredes espessas﴿ e tubos de perfuração (tubos de paredes finas). Os fragmentos das rochas são removidos continuamente através de um fluído de perfuração ou lama. O fluído é injetado por bombas para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção ou swivel, e retorna á superfície através do espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna. Ao atingir determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada do poço e uma coluna de revestimento de aço, de diâmetro inferior ao da broca é descida no poço. O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com a finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço da perfuração com segurança. Após a operação de cimentação a coluna de perfuração é novamente descida ao poço, tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a do revestimento para prosseguimento da perfuração. Do exposto percebe-se que um poço é perfurado em diversas fases, caracterizadas pelos diferentes diâmetros das brocas. O sistema de rotação permite uma maior eficiência de perfuração. O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a livre rotação da coluna de perfuração. São eles: • Mesa rotativa: é o equipamento que transmite rotação á coluna de perfuração e permite o livre deslizamento do kelly no seu interior. Em certas operações a mesa rotativa deve suportar o peso da coluna de perfuração. • Kelly: elemento que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa a coluna de perfuração; • Cabeça de injeção ou Swivel – é o equipamento que separa os elementos rotativos daqueles estacionários na sonda de perfuração. 5.1- FLUIDO OU LAMA DE PERFURAÇÃO O fluido de perfuração é uma suspensão aquosa de vários tipos especiais de argila, a lama de perfuração vai sendo injetada continuamente à medida que a broca se aprofunda. O fluído de perfuração é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço anular até a superfície, trazendo consigo os cascalhos das rochas cortados pela broca de perfuração. Na superfície o fluído permanece dentro de tanques, após receber o tratamento adequado. Um dos componentes da lama ou fluido de perfuração é um tipo de argila ativada chamada bentonita ou betonita que é um silicato de alumínio e que durante agitação apresenta-se fluido e quando em repouso apresenta consistência gelatinosa sem solidificar-se. Esse fluido tem algumas funções durante a perfuração, tais como: • Limpar, esfriar e lubrificar a broca e a coluna de perfuração, reduzindo o desgaste da broca. • Controlar a pressão de subsuperfície – caso a “lama” não fosse utilizada ao final da perfuração o óleo jorraria violentamente. • Transportar até a superfície os fragmentos rochosos triturados pela broca ou provenientes de desmoronamentos. • Prevenir desmoronamentos das formações perfuradas, à medida em que forma um reboco (provisório) de consistência ao longo das paredes do poço. Além de minimizar a ocorrência de desmoronamentos, reduz a filtração em camadas mais permeáveis. • Transmitir potência à broca uma vez que reduz o atrito. • Prevenir a corrosão da coluna de perfuração. • Reduzir ao mínimo, o risco de acidentes com as equipes de perfuração bem como o perigo de incêndios. • Manter a suspensão durante possíveis paralisações. * Análise: Acidez/alcalinidade, salinidade, viscosidade, gases e óleo dissolvidos 5.2- BROCAS As características de uma broca para determinado objetivo devem variar em função do tipo de rocha a ser perfurada: Em terrenos duros (quartzo, mica, feldspato) utiliza-se brocas de diamantes ou carbeto de tungstênio (WC), já em terrenos macios (arenito, calcário) utiliza-se brocas de dentes ou lâminas de aço ou de diamante artificial (PDC). As brocas para terrenos duros perfuram por esmerilhamento e as brocas de terrenos macios perfuram por raspagem e possuem altas taxas de penetração. DESCARTE REBOCOPROVISÓRIO NAS PAREDES DO POÇO RETORNO À SUPERFÍCIE ARRASTE DE DETRITOS ROCHOSOS PROVENIENTES DA PERFURAÇÃO ANÁLISE* PENEIRAÇÃO ANÁLISE DOS DETRITOS INFORMAÇÕES SOBRE A NATUREZA E A PROFUNDIDADE DAS ROCHAS FLUIDO IMPULSÃOATRAVÉS DE BOMBAS CIRCULAÇÃO PELOS CANAIS DA COLUNA DE PERFURAÇÃO 5.3 – POÇOS O primeiro poço é o chamado poço pioneiro, que mesmo se não entrar em produção contribui nas pesquisas pois nessa etapa a rocha é trazida à superfície. Outros poços, chamados poços de extensão ou delimitação são perfurados nas proximidades do primeiro (pioneiro) para auxiliar na coleta de dados utilizados na determinação das características da jazida, permitindo inclusive uma estimativa sobre a quantidade de petróleo acumulado naquele campo. Os poços de delimitação ou de extensão se classificam em: a) Estratigráfico perfurado para obtenção de dados sobre a formação e a disposição dos terrenos sedimentares permitindo futuras estimativas sobre a quantidade de petróleo acumulado naquele campo. b) Pioneiro Adjacente tem como objetivo a descoberta de jazidas geologicamente relacionadas com o campo já delimitado. c) Jazida mais rasa perfurado dentro dos limites de um campo para determinar ou mais profunda maior e/ou menor profundidade do reservatório. Os poços podem ser perfurados de maneira vertical ou direcional. As perfurações para poços direcionais são efetuadas para atingir locais de difícil acesso, atingir um objetivo geológico descoberto após o início da perfuração, atingir petróleo nas circunvizinhanças e prosseguir uma perfuração obstruída. 5.4 – SEGURANÇA DE POÇO A perfuração de um poço de petróleo requer cuidados relevantes para não pôr em risco a vida das pessoas que se encontram na sonda bem como não agredir o meio ambiente. Estratos = camadas O sistema de segurança é constituído de dois equipamentos: Equipamentos de Segurança de Cabeça do Poço (ESCP) e o mais importante que é o Blow Out Prevent ﴾BOP﴿. Este último corresponde a um conjunto de válvulas que permite fechar o poço, sendo um dispositivo de segurança contra explosões. Os sistemas são acionados sempre que houver ocorrência de um kick – fluxo indesejável do fluído contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo não for controlado eficientemente poderá se transformar em um blowout, ou seja, o poço fluindo totalmente sem controle, e criar sérias consequências, tais como danos aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição ou danos ao meio ambiente, etc. 5.5- PERFURANDO O POÇO A perfuração é norteada por três operações básicas, perfurar, revestir e cimentar. A perfuração é iniciada com uma haste que tem em sua extremidade uma broca que faz o furo de maior diâmetro. Perfurados 10 metros, começa-se então a conectar as hastes intermediárias até atingir a profundidade desejada para abertura com aquele diâmetro. O conjunto perfurador é retirado (em seções contendo cada 3 hastes, 3 x 9m = 27m) e então é revestida toda formação rochosa exposta pela broca comum tubo de aço com diâmetro compatível com diâmetro interno do orifício o qual é cimentado externamente. A cimentação, além de resultar em melhor aderência do revestimento às paredes do poço garante uma vedação perfeita e evita perda de fluido. Cada fase de perfuração é composta por um tubo de revestimento e uma broca de diâmetro menor, sendo o revestimento atual descido dentro do anterior e a broca substituída. As diversas fases da perfuração são determinadas através de seus diferentes diâmetros. 5.6- COMPLETAÇÃO A completação consiste no conjunto de serviços efetuados no poço desde o momento em que, na fase de perfuração, a broca atinge o topo da zona produtora até o momento que o poço entra em produção. Corresponde a transformação do esforço de perfuração e avaliação em uma unidade produtiva; o poço passa a produzir óleo e/ou gás, gerando receitas. A completação abrange as seguintes fases: 1- Instalar coluna de produção na superfície => o poço estava com uma coluna de perfuração instalada e esta deve ser substituída por uma coluna de produção provida de todos os equipamentos e aparatos necessários para o controle e manutenção da produção de petróleo. 2- Avaliar qualidade da cimentação => antes do poço ser liberado para produzir, a cimentação realizada deve ser avaliada para que não venha a gerar problemas durante ou no início da produção, uma vez que após substituir a sonda por uma unidade de produção, qualquer intervenção no poço necessita do auxílio de um barco. 3- Substituir fluido de perfuração pelo de completação => o fluido de perfuração é “sujo” e está carregando cascalho proveniente da formação. A unidade de produção não é apta para receber e tratar um fluido com essas características, assim se deve remover todo este fluido e preencher o poço com um fluido “limpo” que mantenha a segurança do poço estável até o início da produção. 4- Canhonear intervalo de interesse => a região da formação onde está o petróleo é a área de interesse, como o poço está todo cimentado, esta área não pode mandar fluido para dentro do poço. Para permitir esse comando, canhoneamos o poço, isto é, explodimos áreas da cimentação em frente a formação que contém petróleo. 5- Avaliar intervalo de interesse => Estando o poço apto a produzir, a equipe de engenharia realiza alguns testes para confirmar a previsão feito com o poço pioneiro e a retirada dos testemunhos. Os testes de formação a poço revestido, teste de produção e teste de injetividade são os mais comuns. 6- Instalar contenção de areia (gravel pack) => o gravel pack é uma técnica de preenchimento da área canhoneada com areia ou cerâmica e tela com o objetivo de diminuir a produção de areia da formação. 7- Instalar árvore-de-natal => o poço até o momento possui um BOP instalado na sua cabeça e esse equipamento é feito para não deixar fluidos descontrolados passar para a plataforma. Como neste momento queremos produzir fluidos, trocamos o BOP por um conjunto de válvulas de controle de produção chamado de árvore-de-natal. Esse equipamento pode ser instalado no solo marinho (árvore-de-natal molhada) ou no convés de plataformas fixas de produção (árvore-de- natal seca) de acordo com o tipo de unidade de produção utilizada na região. 8- Induzir surgência => a última fase da completação é a de tentar fazer com que o poço produza por surgência, isto é, utilizando-se da sua própria pressão para elevar o petróleo a plataforma. Capítulo 6- Recuperação do petróleo A engenharia de reservatório elabora um plano de exploração da jazida de petróleo com o objetivo de recuperar, isto é, retirar o máximo de petróleo da rocha reservatório deslocando-o para dentro do poço. Para que o maior percentual de petróleo seja recuperado, a engenharia de reservatório precisa conhecer o fluido contido no reservatório, atentando para os estados físicos, °API e viscosidade; conhecer as propriedades da rocha-reservatório, principalmente porosidade e permeabilidade; estudar o comportamento do fluido na rocha e na superfície, analisando quanto a formação de gás, óleo volátil ou não, formação de LGN (líquido de gás natural) ou não; explorar os mecanismos de produção e gerenciar o reservatório. Os métodos de recuperação do petróleo podem ser naturais e/ou artificiais, a saber. 6.1- MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO NATURAL Os métodos de recuperação naturais são aqueles em que não ocorre intervenção do homem para que o petróleo flua da rocha-reservatório para o poço. Eles podem ser basicamente por capa de gás, gás em solução e influxo de água. 6.1.1- Gás em solução O método de recuperação por gás em solução ocorre em reservatórios que a princípio não possuem gás, mas quando começam a produzir uma quantidade de gás se forma pela diminuição da pressão no reservatório. Esse gás produzido fica solubilizado no óleo e re-pressuriza o reservatório mantendo a pressão que é responsável por deslocar o fluido para o poço. O processo de recuperação por gás em solução tem como características: - A pressão declina rápida e continuamente - Baixo fator de recuperação - Eleva pouco óleo em comparação ao que existe no reservatório - Requer elevação artificial muito cedo - Pouca ou nenhuma produção de água - Potencial candidato à recuperação secundária 6.1.2- Capa de gás O método de recuperação por capa de gás ocorre em reservatórios que são bifásicos, ou seja, possuem originalmente gás e óleo. Desta forma quando o óleo começa a fluir para o poço a capa de gás começa a migrar e pressurizar o reservatório, favorecendo a recuperação. O processo de recuperação por capa de gás tem como características: - A pressão cai vagarosa e continuamente; - A produção de gás cresce especialmente nos poços na parte alta da estrutura (restaurações freqüentes nesses poços para correção de RGO); - Fatores de recuperação elevados; - Poços surgentes por mais tempo; - Pouca ou nenhuma produção de água. 6.1.3- Influxo de água O método de recuperação por influxo de água ocorre em reservatórios que são bifásicos – água/óleo. Quando o óleo adentra o poço a pressão do reservatório diminui e o aquífero se eleva pressurizando o óleo e deslocando-o para o poço. O processo de recuperação por influxo de água tem como características: - A pressão cai suavemente; - A produção de água cresce especialmente nos poços na parte baixa da estrutura (restaurações frequentes nesses poços para correção de RAO); - Fatores de recuperação elevados; - Poços surgentes até a produção de água se tornar excessiva. 6.1.4- Mecanismo combinado Os mecanismos propostos acima podem e atuam mutuamente, sendo o mecanismo mais comum e mais complexo de realizar previsões. 6.2- MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ARTIFICIAL Os reservatórios, cujos mecanismos são pouco eficientes e que por conseqüência retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos após a exaustão da sua energia natural, são fortes candidatos ao emprego de uma série de processos que visam à obtenção de uma recuperação adicional, esses processos são conhecidos com métodos de recuperação artificial. 6.2.1- Métodos de recuperação secundária ou convencional 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. Deste modo, começou o que hoje se chama método de recuperação secundária. A recuperação secundária é aquela que ocorre pela injeção de fluidos que não reagem com o petróleo na formação. A injeção de fluidos irá preencher os poros deixados pelo petróleo que já foi recuperado aumentando a pressão do reservatório e empurrará mecanicamente o petróleo para dentrode poços adjacentes a injeção. Mesmo na porção do reservatório invadida pelo fluido deslocante (água, por exemplo), nem todo o óleo lá contido é deslocado. O óleo retido nos poros da zona invadida pela água, denominado óleo residual. Os fluidos injetados podem ser água e gás, sendo a injeção de água o mecanismo mais usado devido a disponibilidade de água em abundância seja de rios, lagos, oceano, subsolo ou da própria formação; baixo custo em comparação com a injeção de outros fluidos; facilidade de injeção de água na formação, uma vez que a água tem alto escoamento devido a baixa viscosidade; alta eficiência com que a água desloca o óleo de ser bem conhecida a tecnologia. No que tange a utilização da água produzida, existe um forte apelo ambiental para que essa água tenha um destino correto e nada melhor do que devolvê-la ao lugar de origem. Não é necessário esperar o declínio total da produção para se começar a injeção de fluidos no reservatório. Ao contrário, a boa prática de engenharia recomenda que a injeção seja iniciada bem antes que isso aconteça. Existe uma prática, chamada “manutenção de pressão”, que consiste na injeção de água e/ou gás ainda no início da vida produtiva do reservatório e tem por finalidade manter a pressão em níveis elevados, preservando razoavelmente as características dos fluidos e do fluxo. Ou seja, os métodos de recuperação são aplicados mesmo havendo condições de produção com recuperação primária. 6.2.2- Métodos de recuperação terciária ou melhorada Os métodos de recuperação terciária são empregados para atuar nos pontos onde o processo convencional falhou, ou falharia caso fosse empregado. No entanto são métodos de levados custos. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção de fluidos podem ser creditadas basicamente a dois aspectos principais: alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. Quando a viscosidade do fluido injetado é muito menor que a do fluido a ser deslocado, o primeiro se move muito mais facilmente no meio poroso, encontrando caminhos preferenciais e se dirigindo rapidamente para os poços de produção. O óleo fica retido porque o fluido injetado não se propaga adequadamente no reservatório, ficando grandes volumes de rocha nos quais o deslocamento não se processou. No caso de altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido injetado de desalojar o óleo do reservatório para fora dos poros é bastante reduzida, deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contatadas pelo fluido injetado. As duas situações acima definem a forma de atuação dos métodos especiais de recuperação e são o ponto de partida para a sua distribuição em quatro categorias: métodos térmicos, métodos miscíveis, métodos químicos e métodos microbiológicos, de acordo com a natureza geral dos processos e o ponto principal a ser atacado. 6.2.2.1- Métodos térmicos Em reservatórios cujos óleos são muito viscosos, a utilização de um processo convencional de recuperação fatalmente resulta em insucesso. A alta viscosidade do óleo dificulta o seu movimento dentro do meio poroso, enquanto que o fluido injetado, água ou gás, tem uma mobilidade muito maior resultando em baixas eficiências de varrido e, por conseqüência, uma recuperação normalmente muito baixa. A constatação de que, ao ser aquecido, o óleo tem a sua viscosidade substancialmente reduzida foi o ponto de partida para o desenvolvimento dos métodos térmicos. Há dois tipos de métodos térmicos que diferem na maneira como é feito o aquecimento do fluido do reservatório. Em um deles o calor é gerado na superfície e em seguida transportado para o interior da formação, utilizando-se um fluido – normalmente a água. É chamado de injeção de fluidos aquecidos. No outro grupo o calor é gerado no interior do próprio reservatório a partir da combustão de parte do óleo ali existente. Este segundo processo é chamado de combustão in situ. Na combustão in situ se inicia 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. A partir daí, continuando-se a injetar ar frio, o processo tem continuidade. O calor gerado desencadeia processos que resultam no aumento do fator de recuperação. 6.2.2.2- Métodos miscíveis Quando se trata de baixas eficiências de deslocamento, ou seja, o fluido injetado não consegue retirar o óleo para fora dos poros da rocha devido a altas tensões interfaciais, os métodos miscíveis são os indicados. Trata-se de processos em que se procura reduzir substancialmente e se possível eliminar as tensões interfaciais. Quando dois fluidos que não se misturam estão em contato, entre eles se estabelece uma interface submetida a tensões interfaciais. Estas tensões de natureza físico-química desempenham um papel também nas relações rocha e fluido, podendo ser mais ou menos intensas, dependendo da natureza dos fluidos e da rocha. Caso o fluido injetado e o óleo sejam miscíveis, isto é, se misturem, não existe nem interfaces nem tensões interfaciais. Os métodos miscíveis se ocupam da injeção de fluidos que venham a se tornar ou que sejam miscíveis com o óleo do reservatório, de tal modo que não existam tensões interfaciais. Dessa maneira, o óleo será totalmente deslocado para fora da área que for contatada pelo fluido injetado. Os fluidos que podem ser utilizados para deslocamento miscível são, preferencialmente, o dióxido de carbono, o gás natural e o nitrogênio. 6.2.2.3- Métodos químicos Os processos em que se pressupõe uma certa interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório são chamados de métodos químicos. São eles: a injeção de polímeros, injeção de solução de tensoativos, injeção de microemulsão, injeção de solução alcalina, etc. Não existe um ponto único de ataque como nas outras categorias, sendo que alguns processos poderiam ser enquadrados dentro dos métodos miscíveis. Quando o óleo do reservatório tem viscosidade um pouco elevada, pode-se adicionar polímeros à água de injeção para transformá-la em um fluido que se desloca no meio poroso com a mesma mobilidade que o óleo. Devido a essa semelhança, 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. Ao se adicionar uma substância tensoativa à água de injeção, na verdade está se fazendo um deslocamento miscível com água. O tensoativo, também chamado de surfactante, tem a finalidade de reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento. De uma maneira geral os métodos miscíveis são pobres em relação a eficiências de varrido. Isto acontece porque essas soluções normalmente têm viscosidades bem menores que a do óleo, deixando a maior parte do reservatório sem ser varrida. A injeção de microemulsão, também chamada de solução micelar, 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. No processo de injeção de fluidos alcalinos, a substância alcalina que se adiciona à água, em geral soda cáustica, tem a finalidade de reagir com certos ácidos orgânicos presentes em alguns óleos, produzindo dentro do próprio reservatório uma certa quantidade de substância tensoativa. Este tensoativo assim formado vai produzir uma série de efeitos dentro do reservatório, os quais concorrem para um ganhona produção de óleo. 6.2.2.4- Método microbiológicos A recuperação microbiológica é obtida a partir da utilização de diferentes microrganismos que, quando adequadamente escolhidos e através dos seus processos biológicos no interior do reservatório, produzem uma série de substâncias que causam os mais diversos efeitos e que podem aumentar a recuperação de petróleo. Capítulo 7- Elevação do petróleo O petróleo depois de ser recuperado precisa ser elevado a unidade produtora, mas para tal ele precisa possuir pressão suficiente para vencer o peso da coluna hidrostática. Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural. No caso do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície ou se a vazão de produção for muito inferior a capacidade de produção será utilizado métodos de elevação artificial. 7.1- ELEVAÇÃO NATURAL A elevação natural dos poços de petróleo ocorre normalmente no início da vida produtiva do reservatório, e os fluidos nele contidos chegam ate a superfície devido à energia do reservatório. Mais com o passar do tempo e o aumento da produção, a pressão do reservatório declina, sendo a mesma insuficiente para deslocar os fluidos até a superfície com uma vazão econômica ou conveniente. Quando se tem um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos que estão contidos nele alcançam livremente a superfície. Estes poços são denominados surgentes e produzem por elevação natural. Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais devido à simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido e com um menor custo por unidade de volume produzido, devido essas vantagens vem sendo feito estudos há anos das variáveis que afetam a vazão de um poço surgente, para que se poça manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural. 7.2- ELEVAÇÃO ARTIFICIAL Há reservatórios que possuem pressão relativamente baixa, neste caso os fluidos contidos nele não alcançam a superfície, sendo necessário utilizar métodos de elevação artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir. Na indústria de petróleo há quatro principais métodos de elevação artificial, gás-lift contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio mecânico com hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP). 7.2.1- Bombeio Mecânico com Hastes (BM) O bombeio mecânico com hastes é o método de elevação mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. No bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio situada próximo a cabeça do poço, então uma coluna de hastes tem a função de transmitir o movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície. A grande vantagem do bombeio mecânico é a fácil implantação e manutenção do equipamento aliado ao custo baixo. O bombeio mecânico com hastes apresenta problemas operacionais mediano em poços direcionais (desviados propositalmente da vertical), em poços que produzem areia e poços onde parte do gás produzido passe pela bomba. Os poços direcionais resultam em elevado atrito da coluna de hastes com a de produção, provocando desgaste prematuro das hastes e da coluna de produção nos pontos onde ocorre um maior contato. A areia desgasta mais rápido as partes móveis e a camisa da bomba devido à sua abrasividade. O gás quando passa pela bomba reduz sua eficiência volumétrica. 7.2.2- Bombeio por cavidades progressivas O bombeio por cavidades progressivas (BCP), é um método de elevação utilizado para elevar petróleo, sendo aplicado em poços não muito profundos tanto no meio onshore como offshore. È um método excelente para fluidos abrasivos e viscosos. Possui como limitação o diferencial de pressão sobre a bomba que resulta em baixas vazões. A temperatura do fundo do poço e os poços direcionais também são fatores limitantes para o BCP. No BCP a transferência de energia ao fluido é feita através da utilização de uma bomba de cavidades progressivas. Esta bomba de deslocamento positivo trabalha imersa em poços de petróleo e é constituída de rotor e estator. A ação do bombeio é realizada através do giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades, progressivamente no sentido da sucção para a descarga. 7.2.3- Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) O bombeio centrífugo submerso é um método de elevação que vem sendo cada vez mais utilizado devido a disponibilidade, a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo elétrico, onde essa energia elétrica através de um motor de subsuperfície é transformada em energia mecânica. Esse motor está diretamente conectado a uma bomba centrífuga que transmite a energia para o fluido em forma de pressão, elevando-o até a superfície. O BCS há alguns anos era utilizado em poços que produziam com alto teor de água e com baixa razão gás-óleo. Atualmente estão sendo produzidos economicamente pelo BCS, poços com fluidos de alta viscosidade e com altas temperaturas. Estudos estão sendo feitos para esse método de elevação produzir também poços com alta razão gás-líquido. A elevação por BCS não trabalha com poços que produzam areia, não é apropriado para ₂poços que produzam H S, na retirada para manutenção da bomba é necessário bastante cuidado com o cabo elétrico e há deposição de detritos na bomba. 7.2.4- Gás-lift Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos e devido a sua excelente continuidade operacional, é bastante utilizado. Sendo propício para poços produtores de fluidos com alto teor de areia, elevada razão gás – liquido. O contínuo e intermitente são os principais tipos de gás-lift utilizados nos poços de petróleo. O gás-lift contínuo consiste na injeção de gás a alta pressão continuamente na coluna de produção, tendo como objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. O aumento da quantidade de gás na coluna de produção diminui o gradiente médio de pressão, tendo como conseqüência a diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento da vazão. O gás-lift intermitente é produzido através da injeção de gás a alta pressão, necessário para o deslocamento do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de forma inconstante). Esta injeção de gás é feita através de tempos bem definidos e é normalmente controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora (motor valve). As principais desvantagens são a necessidade de injetar gás comprimido e o gás não pode ser corrosivo.
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