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Adolfo Puime Pires � Introdução � Objetivo � Conceitos básicos em engenharia de reservatórios � Métodos de recuperação avançada de petróleo � Utilização da recuperação avançada de petróleo � Métodos químicos � Métodos térmicos � Métodos miscíveis � Considerações finais � O que é recuperação avançada de petróleo? � Por que usar métodos de recuperação avançada de petróleo? � Matriz energética mundial 5 6 7 � Estratégias de produção 8 9 � Recuperação primária: energia natural do reservatório � Recuperação secundária: manutenção de pressão (injeção de água ou gás miscível) � Recuperação terciária: mobilização de parte do óleo residual após a recuperação secundária 10 pollyanaferreira Realce IMISCÍVEL � A recuperação avançada de petróleo caracteriza-se pela injeção de materiais normalmente estranhos aos presentes no reservatório (Lake, 1989) 11 � A recuperação avançada de petróleo é todo processo empregado para incrementar a recuperação final de hidrocarbonetos, com exceção da injeção de água e gás, para manutenção da pressão (Green & Willhite, 1998) 12 � Interações entre os fluidos do reservatório e os fluidos injetados � Interações rocha-fluido � Manutenção de pressão � Não é aplicada em um período específico da produção do campo 13 � O método de recuperação mais indicado depende das características do sistema rocha-fluido, do histórico de produção do campo e dos custos 14 15 16 � Apresentar os principais métodos de recuperação avançada de petróleo � Diagrama P-T � Diagrama ternário � Diagrama ternário � Diagrama ternário � Viscosidade do óleo � Densidade do óleo 5,131 5,141 −= o d API w o od ρ ρ= � Porosidade das rochas reservatório � Saturação dos fluidos � Permeabilidade absoluta L H CAQ ∆= L P A K Q ∆= µ � Pressão capilar � Molhabilidade � Permeabilidade relativa 30 � Métodos miscíveis � Métodos térmicos � Métodos químicos � Outros 31 � Métodos miscíveis 32 � Métodos térmicos 33 � Métodos químicos 34 � Por que usar EOR? 1. EOR é aplicável a reservatórios conhecidos, não precisam ser descobertos 2. Infraestrutura e mercados disponíveis 3. Tecnologia madura e acessível (custos) 4. Aproximadamente 65 % do óleo permanece no reservatório após a recuperação secundária 35 36 � Histórico dos métodos miscíveis 37 38 � Histórico dos métodos térmicos 39 � Histórico dos métodos térmicos 40 41 � Histórico dos métodos químicos 42 43 44 45 46 47 48 49 � Somente na Califórnia, em 1988, foram produzidos mais de 71.000 m3/dia de petróleo por injeção de vapor � Injeção de vapor é o método térmico mais utilizado para recuperação avançada de petróleo 50 � Canadá 51 • Óleos extrapesados e betume (API de 8 a 12) • Baixas temperaturas no reservatório (10 a 15 C) • Viscosidade superior a 10,000 cP, podendo chegar a 5,000,000 cP (imóvel) • Areias homogêneas inconsolidadas • Altas permeabilidades (1 a 10 D) • Processo mais utilizado: mineração (60%) 52 � Venezuela 53 • Óleos extrapesados e betume (API de 8 a 12) • Temperaturas moderadas no reservatório (40 a 50 C) • Viscosidade superior a 1,000 cP • Areias inconsolidadas • Altas permeabilidades (1 a 15 D) 54 � Brasil 55 • Sergipe / Alagoas 1. Viscosidade óleo morto: 500 cP a 3000 cP 2. Permeabilidade média: 200 a 2000 mD 3. Injeção contínua, eventuais injeções cíclicas 4. Qualidade do vapor: 75% 56 • Sergipe / Alagoas 1. 52 poços injetores de vapor 2. Razão vapor/óleo (SOR): 6,7 m3/m3 3. RAO: 6,5 m3/m3 57 • Rio Grande do Norte / Ceará 1. Viscosidade do óleo no reservatório: 1000 cP 2. Permeabilidade média: 1000 mD 3. Injeção cíclica, com pilotos de injeção contínua 4. Qualidade do vapor: 75 a 80% 58 • Rio Grande do Norte / Ceará 1. 1480 injetores de vapor 2. 1750 produtores 3. Razão vapor/óleo (SOR): 4 a 5 m3/m3 4. RAO: 10 a 30 m3/m3 59 • Espírito Santo 1. Viscosidade do óleo no reservatório: 500 a 10000 cP 2. Permeabilidade: 100 to 2000 mD 3. Injeção cíclica 4. Qualidade do vapor: 80 a 85% 5. RAO: 0 to 5 m3/m3 60 � Deslocamento de óleo por um fluido miscível, reduzindo a tensão interfacial � Indicado para reservatórios contendo óleos leves � Altos custos � Disponibilidade dos fluidos para injetar 61 � Banco de fluido miscível deslocado por outro fluido � Injeção de hidrocarbonetos: GLP, gás rico, gás pobre a alta pressão � Injeção de CO2 62 � Diagrama ternário 63 � Injeção de banco de GLP 64 � Processo de deslocamento 65 � Aplicação: 1. Profundidade mínima para garantir MMP 2. Fluido do reservatório de baixa viscosidade 3. Reservatórios pouco espessos 66 � Vantagens: 1. Desloca o óleo residual 2. Pode ser aplicada em reservatórios rasos � Desvantagens: 1. Baixa eficiência de varrido 2. Dispersão do banco 3. Segregação gravitacional 4. Alto custo 67 � Injeção de gás enriquecido 68 � Processo de deslocamento 69 � Aplicação: 1. Óleo com pequena quantidade de intermediários 2. Fluido do reservatório de baixa viscosidade 3. Reservatórios pouco espessos 70 � Vantagens: 1. Desloca o óleo residual 2. Pode ser aplicada em reservatórios rasos 3. Custo menor que injeção de GLP � Desvantagens: 1. Baixa eficiência de varrido 2. Formação de fingers 3. Segregação gravitacional 4. Alto custo 71 � Injeção de gás seco a alta pressão 72 � Processo de deslocamento 73 � Injeção de CO2: 1. Injeção contínua 2. Injeção de banco deslocado por água 3. Injeção de banco deslocado por gás de hidrocarbonetos 4. Injeção alternada de CO2 e água 5. Injeção de banco deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos 74 75 � Geralmente gás nas condições de reservatório � Dissolve no óleo causando vaporização e inchamento � Miscibilidade desenvolvida através de múltiplos contatos 76 � Aplicação: 1. API superior a 25 2. Pressão entre 100 e 400 bar 3. Profundidade compatível com o desenvolvimento da miscibilidade sem fraturar a formação 77 � Vantagens: 1. Boa eficiência de varrido 2. Alta eficiência de deslocamento � Desvantagens: 1. Disponibilidade 2. Reage com a água da formação formando ácido carbônico (corrosivo) 78 � Injeção de fluidos quentes 1. Injeção de água quente 2. Injeção contínua de vapor 3. Injeção cíclica de vapor 79 � Injeção de um fluido quente aumenta a temperatura do óleo e reduz a sua viscosidade � Expansão do fluido do reservatório � Deslocamento imiscível � Fluido aquecido na superfície e injetado transportando o calor para o reservatório 80 � Indicado para reservatórios contendo óleo pesado e/ou viscoso � Reservatórios rasos � Segregação gravitacional � Perda de calor � Logística 81 � Injeção contínua de vapor 82 � Injeção cíclica de vapor 83 � Injeção cíclica de vapor 84 � Combustão in situ: ar aquecido é injetado com o objetivo de gerar uma reação de combustão controlada de parte do óleo do reservatório. O calor gerado diminui a viscosidade do óleo do reservatório 85 � Aplicação: 1. Reservatórios de óleo viscoso � Limitações: 1. Controle da combustão 2. Danos aos equipamentos por calor e corrosão 3. Segurança 86 � Injeção de polímeros � Injeção de surfactantes � Injeção de soluções ASP (álcali-surfactante- polímero) 87 � Polímero 1. Substância química de alto peso molecular formada pela reação de pequenas moléculas (monômeros) 2. Usado na indústria do petróleo em diversos segmentos (produção, perfuração, etc.) como viscosificante, floculante e estabilizante, entre outros 88 � Polímeros naturais 1. Derivados de recursos naturais (plantas, animais, fermentação bacteriana) 2. Estrutura complexa 3. Mais estáveis (temperatura) 4. Menor tolerância à biodegradação (ecológico) 89 � Polímeros sintéticos 1. Obtidos a partir de moléculas menores em reatores 2. Menos estáveis 3. Tolerantes à biodegradação 90 � Polímeros naturais modificados1. Sintetizados a partir de um polímero natural através da modificação de sua estrutura por uma reação química 2. A hidroxietilcelulose (solúvel em água) é obtida da celulose (polímero natural insolúvel em água) através da reação de etoxilação de seus grupos hidroxílicos 91 � Goma xantana 1. Polissacarídeo aniônico produzido por linhagens de Xanthomonas campestris descoberta nos anos 50 pelo Departamento de Agricultura dos Estados Unidos 2. Amplamente utilizada como agente de suspensão, espessante, emulsionante e estabilizante, principalmente na indústria de alimentos 92 � Goma xantana 93 � Poliacrilamidas 1. Elevada massa molar e parcialmente hidrolisadas, foram introduzidas em 1960 e têm apresentado excelentes resultados como agentes de controle de mobilidade da água 2. Diminui a permeabilidade relativa à água sem afetar a permeabilidade relativa ao óleo, são utilizadas em cerca de 95% das aplicações em campo 94 � Poliacrilamidas 1. Podem ser encontradas sob duas formas: pó ou líquida. Comumente, é mais utilizada em pó 2. Parcialmente hidrolisada exibe uma alta viscosidade devido à expansão da molécula em água, mas não possui estabilidade significativa na presença de cátions multivalentes, podendo ocorrer precipitação 95 � Vantagens: 1. Aumenta a viscosidade da água, melhorando a razão de mobilidades favoravelmente ao óleo (deslocamento uniforme) 2. Retarda a chegada da água nos poços produtores 3. Aumenta a eficiência de recuperação 96 � Desvantagens: 1. Degradação com a temperatura 2. Sensibilidade à água salgada 3. Custo 4. Logística 97 98 � Injeção de surfactantes 1. Solução de tensoativos 2. Solução micelar 99 � Injeção de tensoativos 1. Reduzir (ou idealmente eliminar) as tensões interfaciais entre a água e o óleo 2. Remover o óleo residual 3. Deslocamento miscível 100 � Injeção de solução micelar (microemulsões) 1. Reduzir (ou idealmente eliminar) as tensões interfaciais entre a água e o óleo 2. Remover o óleo residual 3. Deslocamento miscível 4. Controle da viscosidade 101 � Injeção de fluidos alcalinos 1. Compostos adicionados à água (hidróxido de sódio, silicato de sódio e carbonato de sódio) reagem com os ácidos orgânicos presentes em alguns óleos e produzem, dentro do próprio reservatório, o tensoativo 2. Reduz as tensões interfaciais entre a água e o óleo 3. Remove o óleo residual 102 � Vantagens: 1. Alta eficiência de deslocamento � Desvantagens: 1. Alto custo 103 � Métodos que não se encaixam nas categorias descritas: 1. Microbiológicos 2. Eletromagnéticos 3. Vapor-solvente... 104 � Métodos microbiológicos 1. Injeção de bactérias seguida por nutrientes 2. Microorganismos produzem substâncias tensoativas ou biopolímeros no reservatório 105 � Métodos eletromagnéticos 1. Aquece o reservatório por meio de ondas eletromagnéticas geradas pela aplicação de uma diferença de potencial entre os poços do campo 106 � Vapor-solvente 107 � SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) 108 � SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) 109 � THAI (Toe-to-Heel-Air-Injection) 1. Injeção de ar através de um poço vertical e a produção através de um poço horizontal 110 111 � Métodos miscíveis 112 � Métodos térmicos 113 � Métodos químicos 114
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