LINDOARTE ALVES MOREIRA Estudos preliminares Métodos Recuperação - PRH 26 - Engenharia de Petróleo

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Este texto tem como base o tópico 7.7 Métodos de recuperação do capítulo que 
trata sobre Reservatórios no livro FUNDAMENTOS DA ENGENHARIA DE 
PETRÓLEO de José Eduardo Thomas. 
 
Os Métodos de Recuperação de Óleo são destinados a reservatórios com 
mecanismos pouco eficientes e que retém grandes quantidades de hidrocarbonetos 
mesmo depois de esvair sua ​energia natural com uma consequente produção mais 
espontânea de óleo. Na intenção de obter uma recuperação adicional estes 
métodos visam interferir nas características do reservatórios a troco de reduzir 
desde a baixa à alta retenção do óleo. 
 
Essa energia natural se trata de uma energia armazenada no reservatório devido à 
pressão do material presente. E quando esta pressão não era suficientemente alta, 
fazia-se necessária a utilização dos métodos em nossa discussão que se segue. 
Assim, criou-se formas para fornecer pressão ao reservatório como a injeção de 
fluidos com o intuito de deslocar o óleo para fora do poço, porém a ineficiência nem 
sempre se tratava da baixa pressão, então passou-se a estudar diversos outros 
processos. 
 
Os métodos de recuperação são comumente divididos em dois grandes grupos: 
Métodos Convencionais e os ​Métodos Especiais e deve ser observada em 
cronologia, mas atentando-se à boa prática de engenharia no que diz respeito à 
eficiência. 
 
As estimativas da produção através dos métodos convencionais costumam ser 
somadas às estimativas da produção estrita da energia primária para se fazer os 
cálculos de uma reserva. Isso devido ao conhecimento e confiança atribuídos aos 
métodos convencionais. 
 
Há uma convergência de 30% que corresponde ao fator de recuperação médio 
apenas para os métodos convencionais. Isso quer dizer que quase ⅓ de todo o 
petróleo descoberto pode ser recuperado só com os convencionais sem intervenção 
dos especiais. 
 
Contudo, falaremos mais a frente sobre a motivação de aplicações especiais para 
recuperação de petróleo. Mas como Thomas (2001) já adianta: 
“O declínio das descoberta de novos campos de grandes extensões, que 
vem sendo observado nos últimos tempos, conduz à conclusão de que a 
mais provável fonte para ampliação das reservas está no desenvolvimento 
e aplicação de tecnologias que aumentem o fator de recuperação dos 
campos já descobertos.”​ ​(THOMAS, 2001, p. 204) 
 
Métodos Convencionais 
Os métodos convencionais de recuperação são de natureza mecânica e não 
possuem interação química ou termodinâmica, ou seja, se resumem na atuação de 
fluido x fluido e/ou fluido x rocha já que se tratam de processos como injeção de 
água ou de gás (sem miscibilidade). Aqui não se espera que os fluidos se misturem 
ou que interfiram na rocha reservatório. 
 
Quanto aos ​fluidos injetados ​(ou simplesmente “injetados” para este texto), 
destacam-se a água e o gás natural. A ​água como um injetado pode ser de origem 
subterrânea (mananciais), pode ser uma água de superfície (rios e lagos), pode ser 
do mar ou pode ser uma água originada da própria produção de petróleo. Mas antes 
essa água deve ser tratada de forma a adequá-la ao reservatório e aos fluidos. 
 
Os projetos de injeção de água costumam ser compostos pelos sistemas de 
captação (poços para captação de água subterrânea ou bombas para transporte de 
água de superfície ou do mar), ​tratamento ​para o uso​, ​injeção (bombas, linhas e 
poços de injeção), e tratamento ​para o descarte​. Pode ocorrer casos em que um 
ou outro sistema seja dispensável. 
 
O ​gás natural como um injetado pode ter a mesma composição da qual é 
produzido. Se utiliza de compressores. Lembrando que se trata de um processo 
não-miscível, sendo assim, um simples agente mecânico de deslocamento (ainda, 
pois estamos tratando dos métodos convencionais). 
 
Diferentemente dos projetos de injeção de água, as instalações de gás não seguem 
um padrão de partes (sistemas), e variam bastante pela presença de compressores 
e poços para a injeção. Por isso, no momento não serão abordados os sistemas que 
compõem estas instalações. 
 
Os ​projetos de injeção têm a finalidade de esquematizar a distribuição dos ​poços 
de injeção e dos ​poços de produção no campo, além de levar em conta as 
características físicas do meio poroso e dos fluidos envolvidos. Devem atender aos 
requisitos de produção que sugerem que se tenha a ​maior produção possível 
durante um ​intervalo de tempo econômico e com o ​menor volume de fluido 
deslocante​; que haja ​boas condições de injetividade para se obter ​boa 
produtividade resultando em ​vazões de produção economicamente atrativas​; e 
que a distribuição seja com a ​menor quantidade de poços perfurados 
(principalmente se for em campo já desenvolvido). 
 
Alguns aspectos são comuns a todos os projetos, e são orientações para 
dimensionar os equipamentos e ​avaliar a economicidade​. Em um projeto deve 
haver as especificações quanto: à ​quantidade e à ​distribuição ​dos poços de 
injeção ​e os poços de ​produção​; às ​pressões ​e ​vazões de injeção​; às 
estimativas de vazões de produção​; aos ​volumes dos injetados​ e ​produzidos​. 
 
Atendem a basicamente 3 tipos de ​esquemas de injeção​: injeção na base (em 
que a injeção é de água e sua produção se dá na parte mais alta da estrutura); 
injeção no topo (a gás com produção na base); ​injeção em malhas ou ​padrão 
repetido (para reservatórios planos, horizontais, pouco espessos e com poucos 
pontos referenciais para injeção). 
 
a) b) 
Figura 1. Esquema de injeção na base a) e no topo b), respectivamente (PESSOA). 
 
 
Figura 2. Esquema de injeção em malhas (THOMAS, 2001, p. 202). 
 
Eficiências de recuperação 
A produção de hidrocarbonetos obtida de um projeto de injeção de fluidos pode ser 
avaliada numericamente (THOMAS, 2001, ​p. 203​). Dadas em termos percentuais as 
eficiências de recuperação indicam características produtivas específicas. 
 
A Eficiência de Varrido Horizontal ​de acordo com Thomas (2001) representa em 
percentual a área em planta do reservatório que foi invadida pelo injetado até um 
determinado instante. Esta eficiência de varrido depende da forma de ​distribuição 
dos poços​, da ​razão de mobilidades (relação entre o injetado e o fluido 
deslocado) e do volume do injetado. 
 
A Eficiência de Varrido Vertical ​semelhante ao EVH, mas que diferente quando a 
orientação da área do varrido que é na vertical. E “depende da variação vertical da 
permeabilidade, da razão de mobilidades e do volume injetado.” ​(THOMAS, 2001, p. 
204) 
 
Combinando a eficiência de varrido horizontal e a eficiência de varrido vertical 
resulta-se a ​Eficiência Volumétrica que é a relação entre o ​volume do 
reservatório​ e o ​volume do injetado​. 
 
Além das supracitadas há a ​Eficiência de Deslocamento​, que é a capacidade do 
injetado de deslocar o óleo para fora da rocha. Isso porque a eficiência de 
volumétrica não é capaz de determinar a quantidade de óleo deslocado. Assim a 
eficiência de deslocamento é o percentual do óleo extraído com base no óleo total 
do reservatório. Esta eficiência depende das tensões interfaciais entre os fluidos e a 
rocha e do volume injetado. 
 
O caso de eficiênciasde varrido horizontal ou de varrido vertical baixas ocorre 
quando o injetado “encontra caminhos preferenciais e se dirige rapidamente para os 
poços de produção, deixando grandes porções do reservatório intactas.” ​(THOMAS, 
2001, p. 204)​. O caso de eficiência de deslocamento baixa ocorre quando o injetado 
não desloca suficientemente o óleo para fora da rocha. 
 
Diante de alguns desafios pontuais e específicos apontados para os métodos 
convencionais, reitera-se, novamente por Thomas (2001), que: 
 
“como é pouco provável que avanços significativos nas reservas sejam 
alcançados através de esforços exploratórios, a aplicação mais ampla dos 
métodos especiais de recuperação se apresenta como uma possível 
resposta para as necessidades de suprimento de energia quando as 
reservas pelos métodos convencionais começarem a se esgotar. Assim, o 
alvo dos processos especiais de recuperação é a parcela correspondente a 
70% do óleo original provado, que é o volume percentual médio restante 
nos reservatórios após a recuperação convencional.”. (THOMAS, 2001, p. 
204). 
 
Os esforços exploratórios os quais Thomas se refere são as atividades 
desenvolvidas para “descoberta de novos campos de grandes extensões” dito por 
ele mais anteriormente. Em outras palavras, ele defende que é mais vantajoso 
aplicar os métodos especiais nos campos já explorados e já em produção ou 
declínio de produção do que procurar mais campos para aplicar métodos 
convencionais, já que estes campos estão cada vez mais difíceis de encontrar e 
explorar. 
Métodos Especiais e os 70% 
Quando se aborda sobre métodos avançados de recuperação, discute-se sobre o 
fator de recuperação, item essencial para analisar viabilidade dos métodos. Em 
matéria do Portal Petróleo e Energia abordou-se sobre médias do fator de 
recuperação em que na ​“Petrobras gira entre 30% e 40%, enquanto a média 
mundial é de 30%. Mas há campos com índices não superiores a 10%. Abaixo 
disso, não teriam viabilidade econômica”. Na continuidade posterior deste trabalho 
estes dados podem ser revisados coerentemente. 
 
Problematiza-se: o processo convencional falharia ou falhou? Em caso positivo se 
faz necessária a utilização dos chamados Métodos Especiais de Recuperação. Em 
sua iniciação científica, Seto (2017) tratando sobre Otimização da Recuperação de 
Reservatórios, introduz: 
 
“Afim de acompanhar a crescente demanda de óleo e gás no mundo ao 
mesmo tempo que as reservas se tornam de mais difícil acesso, a indústria 
petrolífera deve se renovar continuamente para que suas operações se 
mantenham economicamente viáveis. Daí surge o uso de métodos de 
recuperação avançados, os quais conseguem extrair frações do óleo 
residual que nem os métodos primários nem os secundários conseguiriam 
produzir.” (SETO, 2017). 
 
No relatório que apresenta o ​Resultado da Oficina de trabalho realizada na ANP 
em 1º de fevereiro de 2010 definiu-se ​Campo Maduro e apontou-o como objeto de 
aplicação de métodos especiais. Assim, se trata de um: 
 
“Campo de petróleo ou gás que se encontra em estágio avançado de sua 
vida produtiva, ou seja, cujo perfil de produção encontra-se no seu declínio 
final, aproximando-se da fase de abandono. O campo de petróleo ou gás 
que esteja em declínio de produção, em função de seu estágio avançado 
de sua vida produtiva, poderá, entretanto, eventualmente e a depender da 
economicidade, receber métodos de recuperação mais avançados visando 
à manutenção da produção ou mesmo a reversão de seu declínio 
(Dicionário do Petróleo em Língua Portuguesa).” (ANP, 2010, p. 12). 
 
Os métodos especiais são processos indicados quando por exemplo a viscosidade 
do óleo é alta, ou quando se estabelece tensões interfaciais entre o injetado e o óleo 
(também a rocha). Essas tensões interfaciais ocorrem quando duas substâncias não 
se misturam. 
 
O problema da alta viscosidade do óleo é que, em contrapartida, a baixa 
viscosidade do injetado percorre facilmente os poros da rocha e sai, deixando retido 
o óleo. O problema das tensões interfaciais decorre por deixar saturado resíduos 
elevados de óleo nas regiões já contactadas pelo injetado. 
 
São três os métodos especiais: os térmicos, os miscíveis e os químicos, além de 
novidades como as recuperações microbiológica e eletromagnética. 
 
Os ​métodos térmicos são indicados para óleos muito viscosos. Aqui, quanto à 
razão de mobilidades o injetado vence, obtendo baixas eficiências de varrido e que, 
por consequência delas, a recuperação é muito baixa. Os processos podem ser por 
injeção de fluido aquecido ​(injeção a vapor ou água quente) ou por ​combustão ​in 
situ com ciclos de: injeção de ar aquecido; combustão; injeção de ar frio. Na 
combustão, o calor gerado aumenta o​ ​fator de recuperação​. 
 
Métodos miscíveis - Para baixa eficiência de deslocamento devido a altas tensões 
interfaciais. Então o que se deseja é reduzir ou eliminar essas tensões, pois, 
segundo Thomas (2001, p. 206), “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.”. Ainda menciona exemplos de 
fluidos (gases) usados: ​dióxido de carbono​, ​gás natural​ ou ​nitrogênio​. 
 
Métodos químicos ​- Aqui não existe uma única indicação para aplicação. Inclusive 
é curioso porque alguns dos métodos químicos poderiam se enquadram nos 
métodos miscíveis. 
 
Para óleo com viscosidade um pouco elevada indica-se ​injeção de solução de 
polímeros​, que são adicionados à água para transformá-la em um fluido que se 
desloca com a mesma mobilidade do óleo. Se difunde mais no meio poroso, 
elevando a eficiência de varrido, em vez de seguir caminhos preferenciais. 
 
Para reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo ampliando a eficiência de 
deslocamento indica-se a ​injeção de solução de tensoativos ​(surfactantes) em 
que uma substância tensoativa é adicionada à água de injeção (deslocamento 
miscível com a água). Thomas (2001, p. 207) pontua que geralmente “os métodos 
miscíveis são pobres em relação à 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”. 
 
Para obtenção de um deslocamento miscível com boas eficiências de varrido 
utiliza-se de ​injeção de microemulsão ​(solução micelar) que é constituída por uma 
mistura em que se deseja uma determinada miscibilidade e viscosidade. 
 
Um outro método químico é a ​injeção de solução alcalina ​que tem a finalidade de 
reagir alguns ácidos no óleo produzindo uma substância tensoativa, levando ao 
ganho na produção. ​Participam a substância alcalina, geralmente ​soda cáustica​, e 
água​. 
 
A ​recuperação microbiológica ​se utiliza de diferentes microorganismos que 
produzem uma série de substâncias que causam efeitos que podem aumentar a 
recuperação. 
 
Outra é a ​recuperação eletromagnética em que se aquece o reservatório pelas 
ondas eletromagnéticas, visto que é estabelecida uma diferença de potencial entre 
os poços. 
 
Para se ter uma ideia e fazer um rápido estudo de caso, naapresentação do 
PANORAMA DA APLICAÇÃO DE MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO MELHORADA 
NO BRASIL E NO MUNDO foi apontado alguns dos métodos especiais e seus 
resultados na Petrobras: 
 
 
Figura 3. HISTÓRICO DE EOR NA PETROBRAS (ROSA e MACHADO, 2017). 
 
Verifica-se, ao menos nas experiências produtivas da petrobras, resultados positivos 
nos métodos especiais de ​injeção de fluido aquecido do tipo a vapor (método 
térmico), ​controle de produção de água (método químico no qual a injeção 
estratégica de polímeros ocorre uma redução de produção de água), ​injeção do 
fluido dióxido de carbono (método miscível), ​recuperação microbiológica ​em 
70% dos poços e ​injeção de água pulsada ​em modo ​full field. ​Isto ​até março de 
2017, data da apresentação dos slides. 
 
Sobre o método miscível WAG, não descrito anteriormente, Seto (2017) em seu 
relatório nos explica que: 
 
Existem diversas técnicas de recuperação avançada, incluindo injeção de 
gases, polímeros, álcool, etc., mas esse trabalho manterá o foco na injeção 
de água alternada com gás (do inglês, water alternating gas, WAG), sendo 
que no caso, o gás injetado é o dióxido de carbono (CO2). As 
particularidades dessa técnica a torna muito atraente para ser usada como 
método de recuperação especial nos recém descobertos campos do 
pré-sal, na Bacia de Santos. Dentre as muitas características singulares 
destes campos, destacam-se as altas concentrações de dióxido de 
carbono, cerca de 20%, presente nos reservatórios.​ ​(SETO, 2017, p. 3). 
 
Cabe aqui um destaque. Não foi explicitado na tabela constante na figura 3, mas o 
processo WAG, o qual se apresenta como tecnologia, tem constituintes de água 
(por definição) e HC+CO2. Sendo assim, é possível combinar métodos, quanto à 
forma de trabalho e os constituintes, para aperfeiçoar a recuperação. Sabemos até 
através de Thomas (2001, p. 206) em se falando dos métodos químicos que “alguns 
processos poderiam ser enquadrados dentro dos métodos miscíveis.”. 
 
Em momento subsequente deseja-se investigar processos baseados em métodos 
térmicos para analisar a viabilidade de direcionamento teórico no assunto de injeção 
de fluido aquecido com água quente. Ainda mais a posteriori pretende-se estudar 
aplicação de um coletor específico para aquecimento de água através de energia 
solar. 
 
Referências 
 
ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. ​PRODUTORES 
LOCAIS DE ÓLEO E GÁS, PEQUENAS ACUMULAÇÕES E CAMPOS MADUROS. 
Resultado da Oficina de trabalho realizada na ANP em 1º de fevereiro de 2010. 
 
PESSOA, A. R. P. ​INTRODUÇÃO À ENGENHARIA DE PETRÓLEO - ​RESERVATÓRIOS - 
AULA 4. ​Universidade Federal Rural do Semi-Árido - UFERSA. Apresentação, 31 slides. 
Disponivel em: <​https://pt.slideshare.net/cassioo/reservatrios-aula-4​>. Acesso em: 13 de 
setembro de 2020. 
https://pt.slideshare.net/cassioo/reservatrios-aula-4
 
ROSA, A. J. MACHADO, M. V. B. ​PANORAMA DA APLICAÇÃO DE MÉTODOS DE 
RECUPERAÇÃO MELHORADA NO BRASIL E NO MUNDO​. PETROBRAS. ​Apresentação, 
31 slides. ​Disponível em: 
<​http://www.anp.gov.br/images/Palestras/Aumento_Fator_Recuperacao/Marcos_Vitor_Barb
osa_Machado_Petrobras.pdf​> Acesso em: setembro de 2020. 
 
SETO, R. T. da S. ​OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE 
PETRÓLEO SOB INJEÇÃO WAG-CO2​. RELATÓRIO FINAL Projeto de Iniciação Científica 
Programa Unificado de Bolsas - PUB / USP 
 
THOMAS, J. E. et al. ​FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO. Rio de Janeiro: 
Editora Interciência, 2001. 271p. 
http://www.anp.gov.br/images/Palestras/Aumento_Fator_Recuperacao/Marcos_Vitor_Barbosa_Machado_Petrobras.pdf
http://www.anp.gov.br/images/Palestras/Aumento_Fator_Recuperacao/Marcos_Vitor_Barbosa_Machado_Petrobras.pdf