EOR Final

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MÉTODOS 
TÉRMICOS
MÉTODOS 
QUÍMICOS
MÉTODOS 
MISCÍVEIS I
MÉTODOS 
MISCÍVEIS II
WAG
BAIXA
SALINIDADE
MEOR
MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO
2018
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO				 03
INJEÇÃO DE VAPOR	 	 	 05	 
COMBUSTÃO IN-SITU	 		 44
AQUECIMENTO ELETOMAGNÉTICO 	 67
MÉTODOS TÉRMICOS
INTRODUÇÃO
Durante a recuperação térmica, o reservatório é aquecido para reduzir a viscosidade do óleo. O EOR térmico é o método mais popular, representando mais de 50% do mercado geral de EOR. A injeção de vapor é o método mais comum usado no EOR térmico. Outros métodos incluem a combustão in-situ, onde o reservatório é aquecido e uma mistura de gás de alta oxigenação injetada queima para criar uma frente de combustão.
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APLICAÇÕES
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Figura 1.1 - Histórico de EOR na Petrobras (Petrobras) 
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INJEÇÃO DE VAPOR
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS 	 6
APLICAÇÕES		 11, 15, 25, 30 
HISTÓRICO				 33
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA 	 	 35 
CARACTERÍSTICAS E PRINCÍPIOS
A injeção de vapor é o método mais comum em EOR térmico. Sua aplicação se dá principalmente em reservatórios rasos que contêm petróleo bruto de alta viscosidade (geralmente pesado).
A injeção de vapor permite aquecer o óleo cru na formação, diminuindo assim sua viscosidade e vaporizando parte do óleo para aumentar sua mobilidade. A diminuição da viscosidade ajuda a reduzir a tensão superficial, aumenta a permeabilidade do óleo e melhora as condições de infiltração do reservatório. A vaporização do óleo permite que o óleo flua mais livremente através do reservatório e para formar um óleo melhor depois de condensado.
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Não apresenta tantos riscos ambientais quanto os outros métodos de EOR.
A economia é o principal fator que determina se esta tecnologia deve ser implementada em um campo ou outro.
	Os métodos mais importantes usados ​​na injeção de vapor são:
Injeção de vapor cíclico (CSS) e contínua
Injeção de água quente
Drenagem Gravitacional Assistida por Vapor (SAGD)
Vapor Extraction (VAPEX)
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	INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR
Consiste na injeção continua de vapor no meio poroso. Os poços injetores e produtores são diferentes, e estes se arranjam geometricamente de diversas maneiras: os chamados padrões de injeção. 
Observa-se que a medida que se injeta mais fluido, cria-se uma crescente zona de vapor em torno do poço injetor cuja temperatura dessa zona é aproximadamente aquela do fluido injetado. 
Quando este, sob uma alta temperatura, encontra-se com os fluidos do reservatório, a uma menor temperatura, ele condensa formando uma zona de água em que sua temperatura diminui a partir da do vapor até a do reservatório (Rosa et. al., 2008).
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Figura 1.2 - Injeção de vapor (Arzhang Nabilou, 2016) 
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	INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR
Um dos fatores que mais podem interferir na recuperação de petróleo se relaciona aos efeitos da injeção de água quente na zona de água condensada onde a redução da saturação de óleo é máxima por causa das menores viscosidades, da dilatação do óleo e da alta temperatura. Ademais, com a diminuição da sua viscosidade devido à injeção de fluido aquecido, há um aumento da eficiência de varrido.
Um bom resultado do processo de injeção contínua de vapor é determinado pela quantidade de calor perdida e transferida para a formação de interesse.
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Tabela 1.1 - Parâmetros para aplicação de injeção de vapor (NIOC) 
APLICAÇÕES
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	INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR
Na injeção cíclica de vapor, o mesmo poço é usado para injeção de vapor e produção de óleo. Inicialmente, o vapor é injetado por um período de algumas semanas a alguns meses. O vapor introduzido permite aquecer o óleo imediatamente ao redor do poço de injeção através de aquecimento por convecção, diminuindo assim sua viscosidade (Fig.1.4-esquerda). 
Depois que a viscosidade alvo é alcançada, a injeção de vapor é interrompida para permitir que o calor seja redistribuído uniformemente na formação. 
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	INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR
O poço pode então ser produzido até que a temperatura caia e a viscosidade do óleo aumente novamente (Fig. 1.4-direita). Este ciclo é repetido até que a resposta se torne insignificante e os limites econômicos sejam atingidos. 
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Figura 1.3 - Vazão de petróleo versus tempo na injeção cíclica de vapor (Queiroz, 2006) 
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Figura 1.4 -Injeção de vapor cíclico - esquerda: injeção de vapor; direita: produção. (G. Zerkalov) 
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APLICAÇÕES
Tabela 1.2 - Parâmetros para aplicação de injeção cíclica de vapor (NIOC) 
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Campos já submetidos à injeção de vapor: 
 BA: Fz. Alvorada, D. João Terra, Miranga; 
SE: Carmópolis, Siririzinho, Castanhal; 
RN: Alto do Rodrigues, Estreito, Fz. Belém, Fz. Poçinho, Monte Alegre; 
ES: Fz. Alegre, Rio Preto Oeste, Inhambú e Cancã.
Figura ## - Plot da Função F(x)
APLICAÇÃO - BRASIL
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Figura 1.5 –Poços com injeção de vapor no Brasil (Petrobras)
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VANTAGENS
Comparando com outros métodos térmicos os processos de injeção de vapor fornecem uma maior quantidade de calor que pode ser aplicada rapidamente ao reservatório, além de danificar menos os poços;
Em muitos casos nenhum outro método pode ser empregado para reforçar a recuperação primária/secundária ;
Aumento da eficiência de varrido.
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DESVANTAGENS
Não deve ser utilizada: em reservatórios profundos, com pouca espessura ou que possuem baixa permeabilidade ,em zonas sensíveis à água doce ou em zonas de alta pressão;
Quantidades consideráveis ​​de óleo são deixadas no reservatório;
Preferível na produção de reservatórios de óleos pesados que possam conter vapor em alta pressão sem fraturar a formação.
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	INJEÇÃO DE ÁGUA QUENTE
Inundação de água quente, também conhecida como injeção de água quente é uma técnica de aumentar a produção de petróleo bruto de um poço produtor, injetando água quente no reservatório. A água quente é injetada através de um poço de injeção que é perfurado paralelamente ao poço produtor primário, processo já explicado anteriormente na injeção de vapor. 
O calor da água quente atua como uma forma de reduzir a viscosidade do petróleo bruto, fazendo com que ele flua em direção ao poço produtor com facilidade. A inundação com água quente é geralmente usada para extrair petróleo bruto com um grau de API inferior a 20.
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Figura 1.6 –Injeção de água quente (https://www.petropedia.com/definition/6773/hot-water-flooding)
 
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VANTAGENS
Mesmas vantagens da injeção de vapor.
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DESVANTAGENS
Mesmas desvantagens que a injeção de vapor.
É menos eficaz do que o processo de injeção de vapor, devido ao fato de que a água quente tem um menor teor de calor em comparação com o vapor.
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	SAGD - DRENAGEM GRAVITACIONAL
ASSISTIDA POR VAPOR 
	Envolve a perfuração de dois poços horizontais paralelos (mostrados na Figura 1.4), um acima do outro, ao longo do próprio reservatório. 
	
	O vapor quente é introduzido a partir do poço superior, o que reduz a viscosidade do óleo pesado (como todos os outros métodos térmicos). A redução na viscosidade do óleo pesado separa-o da areia e é drenado para o poço inferior por meio da gravidade. 
	
	A chave para esse método são os dois poços paralelos e horizontais, e isso só se tornou possível devido à tecnologia de perfuração direcional.
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Figura 1.7 -Perspectiva do projeto SAGD usando dois poços horizontais . ( EOR/HEAVY OIL SURVEY: 2010 WORLDWIDE EOR SURVEY ) 
 
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APLICAÇÕES
Tabela 1.3 - Parâmetros para aplicação de SAGD (NIOC) 
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VANTAGENS
Pode ser mais efetivo para óleos pesados com alto viscosidade ou para betume;
Alto fator de recuperação;
Alvo de muitas pesquisas, pode ter grandes avanços brevemente.
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DESVANTAGENS
Processo caro em termos econômicos e ambientais;
Limitado a poços horizontais e rasos; 
Dano a formação devido ao inchaço de argilas;
Utiliza grande quantidade de água doce. 
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	VAPEX – Vapor Extraction 
Método semelhante ao método SAGD, mas usa solventes de hidrocarbonetos para diluir o betume ou óleo pesado para permitir um processo de recuperação ambientalmente mais eficiente e rentável.
Como o método SAGD, dois poços horizontais precisam ser perfurados para que o processo de recuperação comece. Um poço é perfurado até o fundo da formação (poço de produção), enquanto o outro poço é perfurado cerca de 5 metros acima do primeiro poço (poço de injeção).
 O solvente é injetado no poço de injeção e dilui o óleo pesado que começa a fluir para o fundo da formação. O poço de produção é então usado para extrair os recursos do reservatório.
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Figura 1.8 - Perspectiva do projeto VAPEX (Germain sub-surface plan) 
 
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APLICAÇÕES
Tabela 1.4 - Parâmetros para aplicação de VAPEX (NIOC) 
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VANTAGENS
Quando comparado com outros métodos é mais ecológico;
Custos operacionais baixos;
Solvente utilizado pode ser reciclável;
Baixo consumo energético
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DESVANTAGENS
Baixa vazão de óleo quando comparado ao SAGD, essas vazões baixas são um resultado da baixa difusividade molecular que governa a transferência de massa no processo VAPEX, comparado com a difusividade térmica que governa na transferência de calor no SAGD.
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1959
Início injeção de vapor
Injeção de água quente 
Final déc. 70
Injeção de vapor no Brasil 
1985
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A injeção cíclica de vapor foi descoberta acidentalmente na Venezuela, em um trabalho da empresa Shell.
Este modelo de injeção foi proposto por Butler et al., 1981.
HISTÓRICO
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EOR – TÉRMICOS
1961
A injeção de vapor como a injeção de água quente promovem maior recuperação de óleo do que a injeção de água (Willman et al. 1961);
Projeto de injeção cíclica implantados com sucesso no Brasil.
Método VAPEX
1998
Método SAGD
Das (1998) apresentou um trabalho com resultados experimentais, uma análise teórica e a praticidade do processo VAPEX em reservatório de óleo pesado e betume.
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EOR – TÉRMICOS
DESLOCAMENTO DE ÓLEO POR ÁGUA QUENTE
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w
o 
k, Ø 
 água (w) 
 óleo (o)
cwo=cow=0 deslocamento imiscível
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FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Equação da conservação de massa 
Equação da conservação de energia
para: g
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PREMISSAS - ÁGUA QUENTE
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Fluxo unidimensional em meio poroso homogêneo e isotrópico;
ausência de fluxo difusivo e dispesivo no reservatório e sem reações químicas;
sistema incompressível;
termo gravitacional e capilaridade desprezíveis;
água e óleo não se misturam;
energia potencial e cinética neglicenciadas;
trabalho por expansão e compressão nulos. 
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Adimensionalização variável de espaço e tempo: 
Fluxo fracionário 
 ; 
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FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Equação da conservação de massa – componente óleo 
Equação da conservação de massa – componente água 
0
0
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39
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Equação da conservação de energia
Onde: 
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40
40
40
EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Sistema final
Onde:
α = 
 = 
40
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Sistema final
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - ÁGUA QUENTE
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Gráfico 1.1 – Solução no plano (S, f)
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA – INJEÇÃO DE VAPOR
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O procedimento é analogo a injeção de água quente, porém temos apenas a fase do gás.
Logo, para injeção de vapor, a solução do sistema no perfis de temperatura e saturação no plano (S,f) são os mesmos da água quente.
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COMBUSTÃO
IN-SITU
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS 	 45
APLICAÇÕES				 59
HISTÓRICO				 61
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA 	 	 64
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS
A injeção de ar sintético (aproximadamente 79% de N2 e 21% de O2) no reservatório libera energia calorífica quando o ar entra em contato com o óleo.
	
Esta liberação de energia se dá pela reação de oxidação exotérmica, e fornece energia inicial para que a combustão se inicie, promovendo uma reação em cadeia denominada frente de combustão. Podem ser utilizados também, sistemas de ignição no fundo do poço.
A frente de combustão é sustentada pelo fluxo contínuo de ar, e se assemelha a uma onda de calor atravessando o reservatório, ao invés de um fogo subterrâneo como se imaginava nos primórdios da utilização desta técnica. À medida que a onda de calor se distancia do poço injetor, são formadas zonas bem definidas no reservatório. 
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EOR – TÉRMICOS
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ZONAS/BANCOS
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EOR – TÉRMICOS
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ZONA QUEIMADA
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EOR – TÉRMICOS
A zona queimada é cheia de ar, e pode sofrer alteração mineralógica devido à alta temperatura por que passou. A temperatura desta zona aumenta do poço injetor até a frente de combustão.
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ZONA DE COMBUSTÃO
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EOR – TÉRMICOS
A zona de combustão é zona mais quente e mais fina (alguns centímetros), onde a frente de combustão ocorre. Nesta região, ocorrem as reações de oxidação de alta temperatura, liberando água e óxidos de carbono. A frente de combustão se mantém pela queima do combustível produzido na zona seguinte.
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ZONA DE FORMAÇÃO DE COQUE (CRAQUEAMENTO)
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EOR – TÉRMICOS
Apesar de receber este nome, a zona
de formação de coque não produz coque. Isto porque a pirólise e o craqueamento, gerados pela alta temperatura da zona de combustão, somente produzem CO, CO2, gases de hidrocarbonetos e combustíveis orgânicos sólidos, enquanto o coque é formado completamente por carbono. 
Estes produtos da pirólise e do craqueamento melhoram a qualidade do óleo produzido e são os combustíveis utilizados para que a frente de combustão se propague.
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ZONA DE CONDENSAÇÃO DE VAPOR (PLATÔ DE VAPOR)
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EOR – TÉRMICOS
Na zona de condensação de vapor, o óleo original ainda sofre efeitos da temperatura e suas frações mais leves se vaporizam e são transportados à jusante, onde condensam e se misturam no banco de óleo.
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ZONA DE ÁGUA
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EOR – TÉRMICOS
A zona de água é onde a temperatura está abaixo da temperatura de saturação de vapor. À medida que se aproxima do banco de óleo, a temperatura e saturação de água diminuem.
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ZONA DE ÓLEO
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EOR – TÉRMICOS
A zona de óleo contém a maior parte do óleo deslocado e a maior parte dos hidrocarbonetos leves que foram vaporizados no platô de vapor.
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ZONA NÃO PERTURBADA
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EOR – TÉRMICOS
A zona não perturbada é a parte do reservatório que ainda não sofreu influência da combustão in-situ, ou que sofreu pouquíssima influência (os gases tendem a chegar nesta zona mais rapidamente por causa da alta mobilidade).
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TIPOS DE COMBUSTÃO
Seca: A frente de combustão é sustentada por fluxo contínuo de ar.
Molhada: Ar e água são injetados simultaneamente na formação.
Direta: O fluxo de ar se dá no mesmo sentido da frente de combustão.
Reversa: O fluxo de ar se dá no sentido oposto ao da frente de combustão. (Os princípios operacionais deste processo ainda não são muito bem compreendidos e suas tentativas em campos reais foram fracassadas). 
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EOR – TÉRMICOS
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REAÇÕES QUÍMICAS
Oxidação de baixa temperatura (OBT): Abaixo de 350 °C, o óleo em contato com o oxigênio libera como resíduo, hidrocarbonetos com maior viscosidade, mas que são mais reativos em altas temperaturas. Os produtos destas reações variam de acordo com a natureza do óleo.
Reações de média temperatura: Pirólise e craqueamento formam resíduos sólidos que servem como combustível para as reações de alta temperatura e consequente avanço da frente de combustão. Estas reações ocorrem sem oxigenação.
Oxidação de alta temperatura (OAT): Acima de 350 °C e com altíssimo consumo de oxigênio, estas reações exotérmicas com o óleo não oxidado geram a energia necessária para sustentar e propagar a reação em cadeia.
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EOR – TÉRMICOS
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PARÂMETROS OPERACIONAIS
Vazão de injeção;
Concentração de O2;
Presença de argila e finos;
Energia de ativação;
Entalpia de reação;
Viscosidade do óleo;
Deposição de combustível.
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EOR – TÉRMICOS
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VANTAGENS
Alto fator de recuperação; 
A energia é gerada dentro do reservatório (não há perda de energia na superfície);
Energia calorífica é eficiente por não haver perdas, e eficaz em seu mecanismo de acionamento(reação de oxidação e ignição);
Os fluidos aquecidos (vaporização de frações leves de hidrocarbonetos e de água) movem-se à frente da zona de combustão, diminuindo a viscosidade do óleo e facilitando seu deslocamento.
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EOR – TÉRMICOS
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DESVANTAGENS
Segregação gravitacional;
Falta de controle no varrimento da frente de combustão;
Danos severos se a frente de combustão chegar até o poço produtor;
Difícil controle de reações químicas como corrosão e formação de emulsões;
Formação de canais preferenciais devido à heterogeneidade da rocha e da razão de mobilidade gás/óleo desfavorável.
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APLICAÇÕES
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EOR – TÉRMICOS
De modo geral, as principais aplicações para combustão in-situ são em reservatórios de óleo pesado, pois os fluidos em alta temperatura reduzem a viscosidade do óleo e melhoram sua qualidade.
Em reservatórios espessos, a energia da combustão se mantém por muito tempo dentro do próprio reservatório, melhorando a eficiência calorífica.
A distância entre os poços injetores e produtores não deve ser muito grande para que não haja segregação gravitacional e os gases formem caminhos preferenciais.
É estudada a aplicação da combustão in-situ reversa para óleos extremamente viscosos, que formam uma camada muito espessa na frente da zona de combustão e impedem a passagem de calor pelo reservatório. 
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Tabela 2.5 - Parâmetros para aplicação de combustão in-situ (NIOC) 
HISTÓRICO
A combustão in-situ é o método de recuperação térmica mais antigo, porém a produção mundial sempre esteve na casa dos 25 mil barris por dia desde o início do século XX. Sua aceitação é baixa por ter um histórico de fracasso maior do que de sucesso. Entretanto, o entendimento científico por trás desta técnica evoluiu muito e pode-se atribuir a maior parte dos fracassos à aplicação desta técnica quando os reservatórios não eram adequados. 
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EOR – TÉRMICOS
Daniel Alvarenga, Itassu Porto, Larissa Caé
1916
Primeira Ocorrência
1920
Primeiro projeto planejado
19XX
Bacia de Suplacu de Barcau
19XX
Campos na Índia
2018
Atualmente
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A primeira combustão in-situ que se tem notícia ocorreu acidentalmente em Ohio. A injeção de ar quente ocorreu para evitar a precipitação de parafina nos tubos de produção, e a resultante produção de CO2 foi atribuída à reação entre o oxigênio e o óleo cru in-situ. 
Ocorreu, também em Ohio, o primeiro projeto planejado de combustão in-situ, onde a produção de um poço foi dobrada.
O caso de sucesso mais notório ocorreu na Romênia, onde foram recuperados aproximadamente 300 milhões de barris, por 600 poços, com um fator de recuperação de 56%.
No Campo de Santhal e de Balol, onde o fator de recuperação de óleos pesados ia de 6 a 15%, a combustão in-situ tornou possível chegar a 39-45%.
Atualmente, existem XXXX projetos ativos de combustão in-situ no Brasil e XXXX no mundo.
HISTÓRICO
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EOR – TÉRMICOS
Figura 1.9 – Projetos de combustão in-situ nos EUA entre 1950 e 1999 (Técnico Lisboa)
HISTÓRICO
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Figura 1.10 – Projetos ativos de combustão in-situ no mundo (Técnico Lisboa)
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DESLOCAMENTO DE ÓLEO POR ZONA DE COMBUSTÃO
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ar
óleo 
Figura 1.11 – Deslocamento de óleo por zona de combustão (Técnico Lisboa)
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EOR – TÉRMICOS
PREMISSAS
Daniel Alvarenga, Itassu Porto, Larissa Caé
Fluxo de uma onda de combustão quando ar com oxigênio é injetado no meio poroso, que contém inicialmente óleo vaporizável, um gás não-reativo e combustível sólido;
Fluxo unidimensional em meio poroso homogêneo e isotrópico;
Quantidade de óleo vaporizável é pequena;
Vapor, oxigênio e gás passivo são os gases do sistema, e seus coeficientes de difusão são iguais a 2e-5;
Pequena parte do reservatório é ocupado pelo combustível e pelo líquido, então a porosidade se mantém constante mesmo com processos de reação, evaporação e condensação;
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FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Equação do balanço de massa
Equação do transporte de calor
 
μg = fração molar de gás
μo = fração molar de oxigênio
We = Taxa de evaporação
Wr = Taxa de reação
ρ = Densidade molar de gás
u = Velocidade de Darcy
Cm = capacidade térmica da matriz por volume
cg = capacidade térmica do gás por mol
Qe, Qr=
Entalpia da evaporação e da reação
λ = Condutividade térmica do meio poroso
Tres = Temperatura do reservatório
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AQUECIMENTO
ELETROMAGNÉTICO
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS 68
APLICAÇÕES				 77
HISTÓRICO				 78
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA 79
EXEMPLO DE SIMULAÇÃO MATEMÁTICA 83
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS
Baseado na transformação de energia elétrica em térmica através da interação direta entre o campo eletromagnético e as partículas eletricamente sensíveis do meio, que podem ser íons ou moléculas dipolares dos fluidos. (Da Mata, 1993)
A escolha da frequência a ser utilizada depende das dimensões e do volume a ser aquecido. 
Baixas Frequências: a penetração das ondas eletromagnéticas é maior e o aquecimento pode atingir distâncias maiores dentro do reservatório. 
Altas Frequências: a penetração das ondas eletromagnéticas é menor e seu uso se restringe a áreas próximas aos poços injetores de eletricidade.
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EOR – TÉRMICOS
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ROTAÇÃO – ALTA FREQUÊNCIA
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EOR – TÉRMICOS
Corrente de rotação devido a interação entre o campo eletromagnético de excitação e as partículas eletricamente sensíveis às variações sofridas pelo campo.
Daniel Alvarenga, Itassu Porto, Larissa Caé
ROTAÇÃO – ALTA FREQUÊNCIA
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EOR – TÉRMICOS
Partículas eletricamente sensíveis encontram-se de forma desordenada no meio quando o campo elétrico é nulo. Uma vez submetidas a campo elétrico, as moléculas dipolares e íons tendem a se orientar na direção do campo. A proporção que a frequência do campo aplicado aumenta, cresce a agitação molecular e, concomitantemente, maior é a transformação da energia eletromagnética em térmica por fricção intermolecular. Esse processo também é conhecido como aquecimento dielétrico ou de alta/hiper frequência.
Depende de: frequência utilizada, intensidade do campo elétrico e permissividade complexa do meio.
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CONDUÇÃO – BAIXA FREQUÊNCIA
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EOR – TÉRMICOS
O aquecimento elétrico de baixa frequência ou resistivo é baseado no Efeito Joule. Esse aquecimento é produzido pela passagem de corrente elétrica através de uma resistência, uma vez que obstáculos ao fluxo de corrente causam dissipação (liberação de calor).
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EOR – TÉRMICOS
O aquecimento elétrico resistivo faz uso da resistência elétrica natural da matriz de subsuperfície, onde a energia é dissipada. Essa forma de aquecimento in situ permite que a energia seja focada em uma zona específica, que quando atinge o ponto de bolha da água dos poros, resulta na geração de vapor in situ. (OGLU, 2007).
Depende de: Conteúdo de água, concentração de sais dissolvidos ou conteúdo iônico na água, capacidade de troca de íons do próprio solo e da temperatura, pois à medida que a água atinge seu ponto de bolha, a resistividade diminui, devido ao aumento da mobilidade dos íons. 
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CONDUÇÃO – BAIXA FREQUÊNCIA
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EOR – TÉRMICOS
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ESQUEMÁTICO DO AQUECIMENTO ELÉTRICO RESISTIVO
Figura 2.13- Esquemático do aquecimento elétrico resistivo. Fonte: Adaptado de Sahni e Kumar (2000).
Figura 2.12- Esquema de um poço fase.
Conjunto de eletrodos – consistem em segmentos de coluna e juntas de isolamento, pré-projetadas utilizando estudos de otimização de potência-vazão, baseados nas características do reservatório;
Unidade de condicionamento de potência (geralmente 480 V, 50/60 Hz) – fornece os meios para modificar a linha e tornar a potência adequada para a entrega ao reservatório. 
Sistema de entrega de potência – consiste de uma coluna, cabos ou combinação de ambos. Esse sistema fornece meios de transmitir a potência de maneira eficiente e segura;
Sistema de aterramento – projetado para regular o fluxo de energia no reservatório;
Sistema de monitoramento/gravação – disponibiliza hardware e software para controle manual ou automático e monitoramento da potência e temperaturas através dos sensores montados nos sistemas.
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EOR – TÉRMICOS
COMPONENTES DO AQUECIMENTO ELÉTRICO RESISTIVO
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VANTAGENS
É aplicado sem a injeção de qualquer outro fluido no reservatório, como água quente ou vapor;
Pode ser aplicado em reservatórios que apresentem problemas de inchamento de argilas;
É um processo limpo ambientalmente, pois não produz rejeitos;
Não há limite de profudidade para o reservatório;
Pode promover a geração de vapor “in situ”;
Pode ser aplicado em reservatórios com deposição de parafinas;
Pode ser aplicado em áreas extremamente frias, pois não perde calor para o ambiente;
Atua na região desejada e pode independer da condutividade térmica do meio.
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EOR – TÉRMICOS
DESVANTAGENS
A salinidade da água de formação é um fator importante na penetração das correntes elétricas na formação;
O rendimento do processo pode ficar prejudicado para temperaturas acima da temperatura de ebulição da água nas condições de reservatório. Isto é devido ao fato da condutividade elétrica ficar prejudicada pela vaporização da água. 
Nem sempre a potência instantânea demandada pelo sistema de aquecimento resistivo é tecnicamente viável
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EOR – TÉRMICOS
APLICAÇÕES
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EOR – TÉRMICOS
O método de aquecimento eletromagnético não apresenta limitações em relação à viscosidade, profundidade, espessura da zona, temperatura, permeabilidade média, transmissibilidade, salinidade da água de formação, porosidade e saturação de óleo. 
Condições favoráveis: 
Quanto mais viscoso o óleo, melhor a eficiência do método
A temperatura pode ser qualquer desde que não ultrapasse a temperatura de ebulição da água nas condições de reservatório
Uma maior a salinidade da água de formação favorece a condutividade elétrica
Uma saturação de água não muito elevada para não prejudicar a viabilidade econômica do processo.
1930
PRIMEIRA PATENTE
Propõe utilizar eletrólise na água da formação para que ela libere gases, aumente a presão e auxilie no escoamento.
 (Workman, P.E.)
1957
“CARBONIZANDO” ÓLEO
Propôs utilizar alta densidade de corrente elétrica para “carbonizar” hidrocarbonetos e aumentar a extração via poços. 
(Sarapuru, E.)
1980
1ª MODELAGEM MATEMÁTICA
Procuravam entender a distribuição do aquecimento resistivo. Obtiveram que 95% da energia dissipada pelo sistema de aquecimento elétrico estava em até 10 pés de distância dos eletrodos.
(Harvey, H.A., Arnold, M.D.)
1988
INDUÇÃO ELETROMAGNÉTICA
Utilizam indução eletromagnética e aquecedores elétricos para aquecer regiões próximas aos poços para então reduzir a viscosidade do óleo.
(Chute, F.S., Vermeulen, F.)
1987
PROJETO PILOTO DA PETROBRAS
PETROBRAS iniciou o projeto de aquecimento eletromagnético nos primeiros reservatórios de alta viscosidade encontrados no Nordeste brasileiro. 
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HISTÓRICO
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EOR – TÉRMICOS
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
PREMISSAS:
Fluxo unidimensional em meio poroso homogêneo e isotrópico;
Em óleos de alta densidade, a quantidade de gás dissolvido é pequena e por isso desconsideramos a presença da fase gás;
O escoamento é considerado bifásico (óleo viscoso e água) com as duas fases em equilíbrio térmico.
Água e óleo não se misturam
Simetria rotacional, fluxo horizontal e nenhuma fonte externa de massa
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Equação da Continuidade:
Fase Óleo: 
Fase Água: 
Quantidade de Movimento:
Fase Óleo: 
Fase Água: 
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Larissa Caé
EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Equação da Continuidade:
Onde,
 + + 
)
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EOR – TÉRMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA - NOMENCLATURA
– calor específico equivalente do sistema óleo/água/rocha a pressão constante (J.kg-1.C-1)
 – calor específico da água a pressão constante (J.kg-1.C-1)
 – calor específico do óleo a pressão constante (J.kg-1.C-1)
 – compressibilidade efetiva de formação (Pa-1)
 fasor complexo associado ao vetor campo elétrico (V.m-1); valor de pico
conjugado do fasor complexo associado ao vetor campo elétrico (V.m-1)
– número imaginário puro
– permeabilidade total ao fluxo de um fluido (darcy)
– permeabilidade total ao fluxo da fase água (darcy)
 – permeabilidade total ao fluxo da fase óleo (darcy)
– termo de perdas de energia (W.m-3)
 – pressão (Pa)
– comprimento radial horizontal do sistema de coordenadas cilíndricas (m)
 – saturação da água (adimensional)
 – saturação do óleo (adimensional)
 – tempo (s)
 – temperatura de equilíbrio das fases óleo/água/rocha (°C)
– vetor velocidade superficial da fase óleo (m.s-1)
 – vetor velocidade superficial da fase água (m.s-1)
– termo fonte de energia externa (W.m-3)
 - ângulo de perda
 - permissividade complexa efetiva do meio (F.m-1)
ε’ – constante dielétrica do meio (F.m-1)
ε” – constante de relaxação dipolar do meio (F.m-1)
 - porosidade (adimensional)
λc – condutividade térmica do meio poroso (W.m-1.oC-1)
– viscosidade dinâmica da água (kg.m-1.s-1)
 – viscosidade dinâmica do óleo (kg.m-1.s-1)
 – massa volumétrica equivalente do sistema óleo/água/rocha (kg.m-3)
 – massa volumétrica da água (kg.m-3)
– massa volumétrica do óleo (kg.m-3)
 - condutividade elétrica do meio (ohm.m-1)
ω- pulsação (rad.s-1)
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Características do Reservatório:
Características semelhantes às das bacias sedimentares do Nordeste Brasileiro
Homogêneo, com área de 40.000 m² (200m x 200m)
20m de espessura na zona de óleo, 10m de espessura na zona de água, sem capa de gás, como mostra a figura 2.14
SIMULAÇÃO MATEMÁTICA
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Daniel Alvarenga, Itassu Porto, Larissa Caé
EOR – TÉRMICOS
	Características Iniciais	Valor
	Profundidade de referência (m)	200
	Pressão a 200m (psi)	287
	Porosidade (%)	25
	Permeabilidade horizontal (mD)	1.000
	Permeabilidade vertical (mD)	100
	Saturação de água conata (%)	30
	Óleo in place (m³ STD)	107.060
	Condutividade térmica das camadas
sobrejacentes e subjacentes (J/m-s-oC)	7,24 x 105
	Temperatura inicial (oC)	38
	Salinidade da água de formação (ppm)	400
Tabela 2.6 -Características iniciais do reservatório.
Figura 2.14 - Malha fornecida para aplicação do aquecimento eletromagnético.
	Condições Operacionais	Valor
	Vazão máxima de produção de líquidos nos poços (m³/dia)	500,00
	Pressão mínima nos poços produtores (psi)	28,33
	Distância entre poços (m)	136,83
	Comprimento dos eletrodos (m)	10
	Região completada (direção − ǩ )	1:10
	Máxima demanda admissível de potência elétrica (kW)	5.000
Tabela 2.7 - Características iniciais do reservatório.
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SIMULAÇÃO MATEMÁTICA
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EOR – TÉRMICOS
Figura 2.18 – (a) Produção acumulada de óleo na recuperação primária e com o sistema excitado por um eletrodo central; (b) Vazão instantânea de óleo na recuperação primária e com o sistema excitado por um eletrodo central; (c) Energia total consumida pelo sistema de aquecimento resistivo, excitado por um eletrodo central; (d) Vazão instantânea de óleo na recuperação primária e com o sistema excitado por um eletrodo central.
Características do Sistema de Aquecimento Resistivo:
Malha five-spot, com um eletrodo em cada poço produtor
Apenas o eletrodo central foi excitado com uma tensão de 110 VAC, que é o padrão comercializado, enquanto os eletrodos periféricos foram aterrados.
Potência máxima fornecida foi limitada em 5.000 kW, que embora seja um nível muito elevado, permite que sejam observados limites operacionais.
(a)
(b)
(c)
(d)
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SIMULAÇÃO MATEMÁTICA
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EOR – TÉRMICOS
Figura 2.22 - Evolução da temperatura do reservatório em decorrência do aquecimento resistivo: (a) Instante inicial; (b) Em 5 anos; (c) Em 10 anos; (d) Em 15 anos; e (e) Em 20 anos. Os casos foram simulados com o simulador comercial STARS do Computer Modeling Group.
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SIMULAÇÃO MATEMÁTICA
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EOR – TÉRMICOS
Figura 2.23 - Evolução da viscosidade do óleo no reservatório em decorrência do aquecimento resistivo: (a) Instante inicial; (b) Em 5 anos; (c) Em 10 anos; (d) Em 15 anos; e (e) Em 20 anos. Os casos foram simulados com o simulador comercial STARS do Computer Modeling Group.
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CONCLUSÕES DA SIMULAÇÃO MATEMÁTICA
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EOR – TÉRMICOS
Considerando como base uma saturação de água conata de 30% no reservatório e a salinidade da água em 400ppm, foi avaliada a recuperação primária do modelo base, constatando-se que foram recuperados 28.476 m³ STD de óleo, servindo este valor de referência para as etapas seguintes.
Quando aplicado o aquecimento resistivo na configuração monofásica, com 110 volts, ao reservatório com 30% de saturação de água conata e salinidade de 400ppm, verificou-se um aumento de 121,88% na produção de óleo. Esse aumento na produção de óleo aconteceu porque o calor introduzido no sistema, pela passagem de corrente elétrica, provocou uma redução na viscosidade do óleo, bem como a expansão dos fluidos e rochas. Os íons existentes na água são facilitadores nesse processo, que acaba penalizado à medida que a água do reservatório vai sendo produzida.
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MÉTODOS QUÍMICOS
SUMÁRIO
CARACTERÍSTICAS/PRINCÍPIOS 	 93
HISTÓRICO				 105
APLICAÇÕES				 109
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA 	 	 116
INTRODUÇÃO
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.1: Classificação de recuperação de óleo. Fonte: Enhanced Oil Recovery, Lake, 1989. 
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INTRODUÇÃO
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.2: Classificação de processos de EOR. Fonte: Speight, J (2016), Introduction to Enhanced Recovery Methods for Heavy Oil and Tar Sands, 2nd Edition, Gulf Professional Publishing
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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INTRODUÇÃO
	De forma geral, os métodos químicos para recuperação avançada de petróleo injetam compostos estranhos aos presentes no reservatório, objetivando os seguintes efeitos:
Solução Alcalina: reage com óleo in-situ, gerando sabão (surfactante) e aumentando o pH do meio;
Surfactante: diminui a tensão interfacial entre a água e o óleo, modifica a molhabilidade da rocha, gera espumas ou emulsões;
Polímero: aumenta a viscosidade da água e bloqueia/desvia o fluxo.
Métodos combinados: agem pela combinação dos efeitos identificados acima.
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INTRODUÇÃO
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EOR – QUÍMICOS
Tabela 2.1: Processos Químicos de EOR. Fonte: Enhanced Oil Recovery, Lake, 1989. 
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE POLÍMEROS
O objetivo da injeção de polímeros como um agente de controle de mobilidade é gerar um deslocamento e varrido volumétrico mais eficientes durante a injeção de água;
A adição de polímero à água de injeção aumenta a viscosidade da solução e reduz a permeabilidade relativa da água e por consequência, aumenta a razão de mobilidade óleo-água e a eficiência de varrido;
Os projetos de injeção de polímeros são muito mais numerosos do que os demais métodos químicos, a um baixo risco e maior variedade de condições de reservatórios, mas a um custo de pequeno incremento de óleo;
Segundo De Bons et al. (1995), o range de recuperação com polímero é de 6 à 52% do OOIP. 
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EOR – QUÍMICOS
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE POLÍMEROS
Dentre os polímeros (substância de alto peso molecular que é constituída
por grupamentos menores que se repetem ao longo da molécula) mais utilizados, se encontram a Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada (HPAM) e a Goma Xantana;
A HPAM é um polímero sintético e de menor custo, resistente a ação de bactérias, mais resistentes à temperatura (≈ 95°C). Porém não age bem em presença de sais, perdendo seu poder viscosificante e, dependendo da taxa de cisalhamento à que ela for exposta, perde seu comportamento pseudoplástico (passa a ter um comportamento viscoelástico);
A Goma Xantana é um biopolímero que não apresenta sensibilidade à presença de sais, tolerante à elevadas taxas de cisalhamento. Entretanto, possui baixa resistência à temperatura (≈80°C) e maior susceptibilidade à biodegradação e o tamponamento de canais mais estreitos.
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EOR – QUÍMICOS
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE POLÍMEROS
 
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.3: Estrutura da HPAM. Fonte: <www.uwyo.edu/eori>
Figura 2.4: Estrutura da Goma Xantana. Fonte: <pt.wikipedia.org>
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
O uso de surfactantes tem como objetivo reduzir a tensão interfacial para valores extremamente baixos (não é difícil de ser atingido);
As limitações da maioria dos surfactantes estão relacionadas à elevada viscosidade das emulsões ou microemulsões e elevada retenção;
Alguns surfactantes de nova geração suportam alta salinidade e dureza da água, não apresentando limitações em reservatórios de alta salinidade;
Sulfonatos são estáveis à temperaturas elevadas, logo há surfactantes bons para um grande range de temperatura do reservatório.
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EOR – QUÍMICOS
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
	Os surfactantes aniônicos são preferidos devido aos seguintes aspectos:
Adsorvem pouco em reservatórios siliciclásticos e carbonáticos, em pH neutros e altos;
Podem ser projetados para um grande range de condições;
Estão amplamente disponíveis à custos baixos;
Usa-se sulfatos para aplicações em baixa temperatura e sulfonatos para aplicações em alta temperatura;
	Os surfactantes catiônicos podem ser usados como co-surfactantes. Surfactantes não-iônicos não possuem um bom histórico de aplicações para EOR.
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
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Figura 2.5: Surfactante projetado. Fonte: https://www.uwyo.edu
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
	Fatores que influenciam na tensão interfacial:
Tipo de surfactante(s) e sua concentração;
Tipo de co-surfactante(s) ou co-solventes, e sua concentração;
Tipo de eletrólito(s) presentes e sua concentração;
Características do óleo;
Temperatura do reservatório;
Presença de outro produto químico (como polímero) e sua concentração.
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.6: Processo de injeção de solução micelar usado para recuperação terciária. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, June 1976, Copyright Ó 1976, com permissão de SPE-AIME.
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SOLUÇÕES ALCALINAS
O uso de substâncias alcalinas na água de injeção objetiva a reação com os ácidos orgânicos presentes no óleo. Essa será uma reação de saponificação, com a formação de surfactante in-situ; 
A presença do surfactante irá então agir como na recuperação com injeção de surfactante, diminuindo a tensão interfacial entre a água e o óleo, reduzindo as forças capilares e aumentando o total de óleo produzido.
Outro método relacionado é a inversão de molhabilidade do reservatório para um comportamento mais molhável a água (Johnson Jr., 1976). 
Sua eficiência é diretamente relacionada com o número ácido do óleo.
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SOLUÇÕES ALCALINAS
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.7: Reação de saponificação de óleo com base forte. Fonte: http://flexquest.ufrpe.br/projeto/3378/caso/3384.
Óleos pesados normalmente possuem altos teores de ácidos orgânicos em sua composição, sendo favoráveis a reações com compostos básicos para geração de surfactante.
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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CARACTERÍSTICAS – INJEÇÃO DE SOLUÇÕES ALCALINAS
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EOR – QUÍMICOS
Figura 2.8 : Mecanismo de funcionamento da solução alcalina: a) geração de surfactante no reservatório e b) alteração da molhabilidade, produzindo o óleo (em verde).
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CARACTERÍSTICAS – MÉTODOS COMBINADOS
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EOR – QUÍMICOS
Utiliza-se a combinação de dois ou mais métodos citados anteriormente. Possuem modelagem complexa e custo elevado, mas são muito eficientes. São eles:
Injeção SP (surfactante-polímero):associa um banco de polímero para deslocar o banco de surfactante e aumentar a eficiência de varrido.
Injeção ASP (alcali-surfactante-polímero): um banco de solução alcalina é adicionado com o objetivo de reduzir a adsorção dos outros componentes químicos e reage com os ácidos orgânicos do reservatório. Forma-se surfactante in-situ e o pH do meio é reduzindo, o que confere maior estabilidade à emulsão água-óleo. A injeção ASP é economicamente atrativa para reservatórios em que a gravidade e embebição possuem papel importante na recuperação de óleo.
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1927-1932
Soluções tensoativas
1964
Estudos sobre mobilidade
1965
Comercialização da goma xantana
1969-1977
Métodos químicos no Brasil
1970-1977
Crescimento dos métodos químicos
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EOR – QUÍMICOS
Atkinson pantenteou o uso das soluções tensoativas (1927).
 Injeção das soluções em arenitos (1932).
Pye e Sandiford (1964) estabelecem que a mobilidade da água pode ser reduzida pela adição de polímeros.
A goma xantana, biopolímero descoberto em 1950 nos EUA, começa a ser produzida comercialmente e seu uso é difundido na EOR.
Melo et al. (2002) descrevem a experiência da Petrobras na injeção de polímeros nos campos de Carmópolis, Buracica e Campo do Amaro. Após o sucesso em Carmópolis: Bacia SE-AL, Bacia do Recôncavo e Bacia Potiguar
Os projetos ativos com métodos químicos cresceram nos EUA significativamente.
HISTÓRICO
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
1973-1978
Crescimento do número de patentes
1975-1992
Casos de uso - polímeros
1980-1983
Soluções alcalinas
1980-2005
Declínio dos métodos
1985-2001
Métodos combinados
106
106
EOR – QUÍMICOS
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As duas grandes crises do petróleo justificam o aumento do número de patentes de EOR (Fig. X).
A alta eficiência e o leque de compostos dos métodos químicos contribuem para que este detenha 56% das patentes registradas (OMPI,1999). 
De Bons et al. (1995) estudam doze projetos internacionais de injeção de polímeros conduzidos nesse período, e demonstram o sucesso do método.
O grande número de projetos iniciou em 1980, devido ao programa do DOE Tertiary Oil Incentive e aos altos preços do barril. 
Os métodos térmicos e químicos sofreram declínio nos EUA.
Projetos de injeção SP e ASP contribuem para o crescimento dos métodos químicos em relação aos térmicos e miscíveis, principalmente no Canadá e EUA.
Chen et al. (2013) desenvolvem um novo sistema alcalino surfactante para óleos pesados.
HISTÓRICO
1986
Pico de projetos de EOR
1990-atual	
Baixa produção por métodos químicos 
2005
Injeção de HPAM na Bahia
2008
Projetos de injeção de polímeros
Atualmente
Injeção de polímeros
107
107
EOR – QUÍMICOS
Conforme reportado por Alvarado e Manrique (2010) e Needham (1987), os projetos ativos atingiram um pico em 1986 com a recuperação de polímero. A maioria dos projetos em reservatórios areníticos. (Fig. 2.9).
Desde 1990 a produção de petróleo a partir de métodos químicos tem sido insignificante, exceto para a China.
De acordo com Chang et al., houve um aumento na recuperação acima de 10% com a injeção de polímeros.
Teixeira (2005) mostra as aplicações de injeção alternada, destacando a injeção de HPAM na Bahia.
.
Conforme apresentado por Moritis (2008), há projetos atuais de injeção de polímeros em larga escala na Argentina, Canadá, China, Índia e EUA.
De acordo com Rangel et al. (2012) e Soares (2007), a goma xantana e a HPAM tem sido os polímeros mais utilizados, sendo que a HPAM apresenta maiores vantagens
.
HISTÓRICO
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
HISTÓRICO
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108
EOR – QUÍMICOS
Figura 2.9 : Tendência de projetos de EOR nos EUA. Fonte: Oil & Gas Journal EOR Surveys, 1976-2008. 
Figura 2.10 : Distribuição percentual de patentes depositadas em função dos métodos de recuperação avançada. Fonte: Cadernos de Prospecção, v.2, n.1, p.12-22, 2009
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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EOR – QUÍMICOS
APLICAÇÕES – INJEÇÃO DE POLÍMEROS
	°API do Óleo	> 15 API
	Viscosidade do Óleo	< 150 cp
	Permeabilidade	> 50 mD
	Salinidade da Água	 < 50000 ppm
	Temperatura	< 95° C
	Óleo Móvel	> 10%
Tabela 2.2: Classificação de recuperação de óleo com injeção de polímero. Fonte: Enhanced Oil Recovery, Lake, 1989. 
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APLICAÇÕES – INJEÇÃO DE POLÍMEROS
Vantagens:
Mudam a viscosidade da água injetada à concentrações relativamente baixas (250 – 1500 ppm);
HPAM também alteram a permeabilidade da rocha reservatório, o que também diminui a mobilidade da água injetada, diminuindo a concentração de polímero;
Os polímeros não são tóxicos nem corrosivos;
O uso de polímero reduz a razão água-óleo de produção, produzindo mais óleo com menor manuseio de óleo, reduzindo custos operacionais;
110
110
EOR – QUÍMICOS
Desvantagens:
Polímeros podem sofrer degradação química, bacteriana ou por cisalhamento;
A presença de sal reduz a viscosidade da solução quando a HPAM é usada.
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
111
111
EOR – QUÍMICOS
APLICAÇÕES – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
	°API do Óleo	> 20 API
	Viscosidade do Óleo	< 200 cp
	Permeabilidade	> 10 mD
	Temperatura	< 150° C
	Saturação de Óleo Inicial	> 25%
Tabela 2.3: Critérios de seleção para um projeto de injeção de surfactantes (Adaptado de Pope, 2007) (Taber et al,1997).
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
APLICAÇÕES – INJEÇÃO DE SURFACTANTES
Desvantagens:
Grandes quantidades necessárias de produto químico, de alto custo;
Não altera a viscosidade da água de injeção, o que implica numa baixa eficiência de varrido;
112
112
EOR – QUÍMICOS
Vantagens:
Reduz a tensão interfacial entre as fases, gerando uma emulsão que carrega o óleo;
Se usado na recuperação secundária, reduz um conjunto de custos operacionais.
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
APLICAÇÕES – INJEÇÃO DE SOLUÇÕES ALCALINAS
Óleos com elevados teores de ácido e viscosidade < 150cp; 
Indicada para reservatórios siliciclásticos de baixo teor de argila;
Comumente aplicado em conjunto com outros métodos.
113
113
EOR – QUÍMICOS
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
114
114
EOR – QUÍMICOS
APLICAÇÕES – INJEÇÃO AP, ASP E ALCALINA
	°API do Óleo	> 20 API
	Viscosidade do Óleo	< 35 cp
	Permeabilidade	> 10 mD
	Salinidade da Água	 < 50000 ppm
	Temperatura	< 95° C
	Saturação de Óleo Inicial	> 50 % PV
Tabela 2.4: Classificação de recuperação de óleo para injeção AP, ASP e Alcalina. Fonte: Enhanced Oil Recovery, Lake, 1989. 
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
APLICAÇÕES –INJEÇÃO ASP
Vantagens:
Injeção do banco de solução alcalina reduz a adsorção do surfactante no meio poroso, podendo reduzir a concentração utilizada em até 10 vezes;
São os métodos químicos mais eficientes.
115
115
EOR – QUÍMICOS
Desvantagens:
Custo geralmente alto – requer estudo geológico e de engenharia detalhado;
Possuem uma modelagem complexa.
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
116
116
116
EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
				 Premissas:
Sistema 1-D;
Sistema isotérmico;
Meio poroso homogêneo e isotrópico;
Sistema incompressível;
Sem efeitos gravitacionais;
Sem efeitos capilares;
Sem reações químicas;
Sem dispersão;
Propriedades dos fluidos constantes;
Coeficiente de distribuição do produto químico entre água e óleo é constante;
O produto químico não altera a massa específica das fases.
Fase água: água + produto químico;
Fase óleo: óleo;
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
116
117
117
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Fórmula geral
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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118
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Adimensionalizada
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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120
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
120
121
121
121
EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Problema 7.9: Green & Willhite, pág. 280
	Dados	
	Comprimento	1320 ft
	Largura	660 ft
	Espessura	20 ft
	Vazão	2000 bbl/d
	Porosidade	0,20
	Swi	0,35
	Sor	0,65
	Sorw	0,30
	Sorc	0,10
	Dados	
	α1 	0,8
	α2 	0,2
	m	1,5
	n	2,5
	µo	10 cp
	µw	1 cp
	µc	1 cp 
	Cio 	1,5% wt
	ρgr	2,65 g/cm³
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
121
122
122
122
EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Sabendo que:
Pede-se:
Construir as 2 curvas de fluxo fracionário;
Construir o perfil de saturação para o tempo tD= 0,2;
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
122
123
123
123
EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Solução
1) Curvas de fluxo fracionário
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
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124
124
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Solução
Curvas de fluxo fracionário
Choque de concentração
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
124
125
125
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Solução
Curvas de fluxo fracionário
Choque de concentração
Tangente no ponto fw1,Sw1
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
125
126
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EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Solução
Curvas de fluxo fracionário
Choque de concentração
Tangente no ponto fw1,Sw1
Frente de avanço
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
126
127
127
127
EOR – QUÍMICOS
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Solução
Curvas de fluxo fracionário
Choque de concentração
Tangente no ponto fw1,Sw1
Frente de avanço
Perfil de saturação
Andréia Martuscelli, Gleison Monteiro, Luísa Campbell
127
128
128
MÉTODOS MISCÍVEIS I
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO				 129
MECANISMO				 133
APLICAÇÕES				 137
HISTÓRICO				 143
INJEÇÃO DE 			 151
INJEÇÃO DE GLP			 157
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA 	 161 
INTRODUÇÃO
O deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. 
A importância desse processo está relacionada com a sua habilidade em reduzir as forças capilares e interfaciais que do contrário, causariam a retenção do óleo no reservatório. A propriedade dos fluidos responsável por essa habilidade é a chamada miscibilidade. 
129
129
129
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
129
INTRODUÇÃO
A miscibilidade entre dois líquidos depende da sua semelhança química e das condições de pressão e temperatura. Por essa razão, torna-se necessário o estudo do comportamento de fases do
sistema em estudo. 
 O petróleo é uma complexa mistura, constituindo portanto, um sistema multicomponente. 
130
130
130
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
130
INTRODUÇÃO
Os métodos miscíveis mais utilizados e que serão discutidos são os seguintes:
Injeção CO2;
Injeção de Gás pobre e N2;
Injeção de Hidrocarbonetos Leves:
Injeção de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP);
Injeção de Gás Enriquecido;
 Injeção de Gás Pobre a Alta Pressão;
131
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
131
132
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Figura 3.1 – Esquema Simplificado do método de injeção continua de de gases miscíveis (FLORES 2004)
132
133
133
133
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
O gás injetado ao entrar em contato com o líquido transfere hidrocarbonetos de peso molecular intermediário para a fase líquida, ou seja, o gás condensa ao entrar em contato com o óleo. 
MECANISMO
Figura 3.2 – Esquema de injeção para formação de zona miscível (Rosa, 2005) 
MECANISMO
O gás resultante desse processo é mais móvel ultrapassando a fase deslocada. Em um novo contato do liquido (óleo) com o fluido deslocante (gás) ocorre o mesmo processo até formar a zona miscível. 
Após múltiplos contatos a miscibilidade é atingida formando a frente miscível entre o banco de gás e o banco de óleo. 
134
134
134
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
134
MECANISMO
À medida que o banco de óleo vai se afastando do poço injetor ocorre quebras da frente miscível, no entanto com a injeção posterior de gás é formada novamente a frente miscível.
Desde que a zona miscível formada se mova com a mesma velocidade da injeção de gás, todo o óleo será deslocado.
135
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
135
136
136
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Figura 3.3 – Diagrama pseudoternário para desenvolvimento de miscibilidade (Schlumberger, 2012)
136
APLICAÇÕES - GERAL
137
137
137
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
	Condições ideais de Reservatório	Injeção de CO2 e Hidrocarbonetos leves
	Densidade do óleo, ºAPI	>25 (Óleos leves)
	Viscosidade do óleo, cP	<10
	Profundidade, ft (m)	>2500 (762)
	Temperatura,ºF (ºC)	<250 (121)
	Saturação de Óleo	>0,20
	Pressão estática, psia 	>1200
137
138
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138
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Figura 3.4 – Mapa Mundial com aplicações de injeção de 
139
139
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
CAMPO DE WEYBURN
Situado em Saskatchewan, CAN;
1,4 bbl OOIP; 
1964 – Recuperação Secundária com água; 
2000 – Início Recuperação Avançada com CO2;
Figura 3.5 – Mapa Campo de Weyburn
140
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Inicialmente foram injetados 5000 t/d
2003: 
3,8 milhões toneladas 
Objetivo: 
20 milhões toneladas
Taxas de Recuperação
2000 : 16%
Esperada :24%
Redução de 30% viscosidade 
Figura 3.6 – Malha de injeção 9-Spot
141
141
141
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
CAMPO K12-B
Localizado no Mar do Norte;
Desde 1987 produz CH4 com alto teor CO2;
Injeção de CO2 produzido no próprio reservatório;
26 mil metros cúbico/dia CO2;
Figura 3.7 – Mapa região Mar do Norte
142
142
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Inicio das injeções em 2005; 
Melhora na produção de gás gradual; 
Figura 3.8 – Esquema de Injeção 
1916
Primeiro estudo
1950
GLP
1964
1972
143
143
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
Pela primeira vez, em 1916, a injeção de CO2 surge como método de recuperação, apenas como curiosidade de laboratório.
Indústria começa a olha para o GLP como método de EOR, mas seus custos elevados acabam travando maiores avanços. 
HISTÓRICO 
EOR – MISCÍVEIS I
Campo de Ritchie
Primeiro projeto de EOR com injeção de CO2 miscível em pequena escala, no campo de Richie, EUA. 
1971
Canadá
Primeiras casos de aplicações de hidrocarbonetos miscíveis no Canadá, nos campos Rainbow F e Rainbow II. 
Aplicação em larga escala
Primeiros projetos de injeção de CO2 miscível em larga escala, em SACROC, nos EUA. 
1985
1990s
2001
2010s
144
144
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
HISTÓRICO 
EOR – MISCÍVEIS I
Campo de Araçás
Primeiro projeto de EOR com injeção de CO2 miscível no Brasil, no campo de Araçás, na bacia do Recôncavo, Bahia. 
2002
Campo de Candeias
Primeiro, e único, projeto de injeção de nitrogênio (N2) no Brasil, no Campo de Candeias, na Bahia. 
Campo de Lula
Injeção de CO2 miscível com ampla utilização no Campo de Lula, na bacia de Santos, Brasil, sendo este o primeiro campo do pré-sal a utilizar esse método de recuperação. 
Primeira e única aplicação de N2 no Canadá ocorreu em 2001 no campos de Turner Valley. 
Turner Valley
Cescimento nos EUA
A participação da produção de EOR de injeção de gás miscível nos EUA quase dobrou de 23% em 1990 para 42% em 2000.
145
145
145
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
HISTÓRICO
Gráfico 3.1 – Número de projetos de injeção de CO2 ao longo dos anos (Oil & Gas Journal, 2010) 
146
146
146
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
HISTÓRICO
Tabela 3.1 – Produção total na década de 90 nos EUA (Oil & Gas Journal, 2010) 
147
147
147
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Tabela 3.2 – Atividades de EOR no Brasil (Oil & Gas Journal, 2010) 
148
148
148
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Tabela 3.2 (Continuação) – Atividades de EOR no Brasil (Oil & Gas Journal, 2010) 
HISTÓRICO – MUNDO ATUAL
149
149
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
Gráfico 3.2 - Projetos ativos e bem sucedidos de EOR no mundo (Oil & Gas Journal, 2016)
EOR – MISCÍVEIS I
149
Vendas	
MISCÍVEIS	TÉRMICOS	QUÍMICOS	MICROBIOLÓGICOS	171	162	27	5	
HISTÓRICO – MISCÍVEIS ATUALMENTE
150
150
150
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
Gráfico 3.3 - Projetos ativos e bem sucedidos de métodos miscíveis (Oil & Gas Journal, 2016)
133
1
EOR – MISCÍVEIS I
150
Porcentagem de projetos de EOR bem sucedidos e em funcionamento no mundo (2016)
Colunas1	CO2	HC MISCÍVEIS	GASES ÁCIDOS	133	37	1	
INJEÇÃO DE CO2
O dióxido de carbono é uma substância simples, concebida como sendo um gás, embora possa facilmente ser convertida em líquido ou sólido. 
O dissolve-se facilmente no óleo causando vaporização e inchamento, e consequente deslocamento do mesmo no interior do reservatório. 
O primeiro contato do com o óleo em geral não é miscível, entretanto, sob condições de temperatura, pressão e composição de óleo favoráveis forma-se uma frente miscível no reservatório.
151
151
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
No processo de injeção miscível de a zona miscível entre o e o óleo é formada pela transferência de componentes do óleo para o . Isso é obtido através de múltiplos contatos da frente de com o óleo do reservatório. 
A injeção de não recupera todo o óleo da área, enquanto a frente miscível está sendo formada ou regenerada. O resultado é que permanece um resíduo de asfalteno que preenche cerca de 5% do volume poroso. 
152
152
152
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
INJEÇÃO DE CO2
INJEÇÃO DE CO2
153
153
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Esquemas de injeção usando o sugeridos:
Injeção contínua de do início ao fim do projeto.
Banco de deslocado por água.
Banco de deslocado por gás de hidrocarbonetos.
Banco de deslocado por injeção alternada de água e CO2.
Banco de deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos.
154
154
154
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Funcionamento de injeção de CO2 seguido por banco de água:
O tamanho do banco inicial de é de cerca de 5% do volume poroso. 
A este banco segue-se uma injeção alternada de água e até que se tenha um volume injetado acumulado de entre 15 e 20% do volume poroso. 
A partir daí passa-se a injetar apenas água. A água, ao avançar no meio poroso, aprisiona o na forma de saturação residual que ocupa os poros anteriormente preenchidos com óleo residual. 
INJEÇÃO DE CO2
VANTAGENS – CO2
Promove deslocamento miscível eficiente a baixa pressão para a maioria dos reservatórios.
A eficiência de deslocamento é alta, sendo a saturação de óleo reduzida para cerca de 5% do volume poroso na região contatada.
A densidade do pode chegar a ser próxima da do óleo, o que minimiza os efeitos de segregação gravitacional.
O é de duas a quatro vezes mais viscoso que o metano no intervalo usual de pressões, o que melhora a eficiência de varrido.
Se a frente miscível se desintegrar, ela se regenerará por si própria, como acontece com o processo de injeção de gás seco.
155
155
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
DESVANTAGENS – CO2
De um modo geral, o não está disponível facilmente.
Embora a eficiência de varrido seja melhor do que com os métodos miscíveis com hidrocarbonetos, ela ainda pode ser adversa em condições típicas de reservatórios. 
Faz-se necessária uma injeção alternada de e água para se obter uma razão de mobilidades razoável.
O reage com a água formando ácido carbônico, que é altamente corrosivo. Isso implica na necessidade do uso de ligas metálicas especiais e proteção para as instalações.
Quando se utiliza a injeção alternada de água e são necessários dois sistemas de injeção, um para cada fluido.
156
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
INJEÇÃO DE GLP
157
157
157
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
Os gases liquefeitos de petróleo (GLP), compostos por etano, propano ou butano, ou ainda uma combinação destes componentes, apresentam em geral, miscibilidade ao primeiro contato com o óleo. 
O processo de deslocamento consiste na injeção de um banco de GLP dimensionado, que se destina a deslocar o banco de óleo formado à sua frente em direção aos poços de produção.
INJEÇÃO DE GLP
158
158
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Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
O banco de GLP, por sua vez, é deslocado por um gás seco. Em vista da grande mobilidade deste último, costuma-se injetar alternadamente bancos de gás e de água , de modo a melhorar a eficiência de varrido.
VANTAGENS - GLP
Desloca essencialmente todo o óleo residual da rocha-reservatório com o qual entra em contato. 
A pressão requerida encontra-se em um intervalo inferior àquele necessário para outros métodos miscíveis.
Pode, portanto, ser usado em reservatórios mais rasos.
A injeção de GLP é aplicável a muitos reservatórios que, devido a composição do óleo, não podem ser miscivelmente varridos pelo processo de injeção de gás pobre ou gás enriquecido a uma pressão razoável.
159
159
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
DESVANTAGENS - GLP
As eficiências de varrido são normalmente baixas.
O banco de GLP é disperso à proporção que se move através do reservatório, e se esta dissipação é suficientemente severa, a miscibilidade com o óleo pode ser perdida.
O GLP e o gás, sendo mais leves que o óleo, tendem a segregar gravitacionalmente e ultrapassar o óleo .
O GLP normalmente está em grande demanda e seu preço é alto.
160
160
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
161
161
161
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves
EOR – MISCÍVEIS I
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
Premissas:
Sistema unidimensional (1-D);
Sistema isotérmico;
Sistema incompressível;
Sistema com 3 componentes e 2 fases;
Não há reação química nem adsorção;
Reservatório inicialmente em equilíbrio; 
Reservatório homogêneo, isotrópico, finito e de espessura constante;
A massa especifica do componente puro independe da fase;
Lei de Amagat é válida;
Lei de Darcy é válida;
Sem efeitos gravitacionais;
Sem efeitos capilares; 
Sem dispersão;
Injeção de gás com vazão (q) constante; 
161
Fórmula geral
=0
Sendo j=1,..,Np (Número de fases)
162
162
162
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
162
Definindo as variáveis concentração total do componente i e fluxo total do componente i, obtemos:
Sendo válida a lei de amagat i=2,...,nc (Número de componentes)
Onde ; 
163
163
163
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
163
Logo para um sistema com três pseudocomponentes o sistema será :
Considerando a lei de Amagat onde “o volume que um gás ocupa em uma mistura gasosa é exatamente igual ao volume que esse gás ocuparia se estivesse sozinho dentro de um recipiente ”. Assim, encontrando a solução para dois componentes consequentemente encontra-se para o terceiro.
164
164
164
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
164
Utilizando as variáveis termodinâmicas 
 
 
sendo n =i+1
Assim pelo diagrama: 
 
165
165
165
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
EOR – MISCÍVEIS I
165
Substituindo na equação do sistema anterior, para resolver no plano , considerando e , obtemos o sistema adimensionalizado:
166
166
166
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
166
Resolvendo o sistema por meio da expansão da equação e reescrevendo obtemos:
 
) 
167
167
167
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
167
Colocando o sistema na forma matricial:
 
												 
168
168
168
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
A
168
Por meio da resolução do determinante são obtidos os autovalores 
DET(A-I==0
Autovalores:
 
169
169
169
Lucas Isaac, Márcio Bugine, Mateus Gonçalves 
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA
EOR – MISCÍVEIS I
169
170
170
MÉTODOS MISCÍVEIS II
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO				 171	
MECANISMO				 175
APLICAÇÕES				 179	 
HISTÓRICO				 180
INJEÇÃO DE GÁS ENRIQUECIDO 184
INJEÇÃO DE GÁS SECO 			 189
INJEÇÃO DE N2 				 195
FORMULAÇÃO MATEMÁTICA		 203
INTRODUÇÃO
171
171
171
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
O deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. 
A importância desse processo está relacionada com a sua habilidade em reduzir as forças capilares e interfaciais que do contrário, causariam a retenção do óleo no reservatório. A propriedade dos fluidos responsável por essa habilidade é a chamada miscibilidade. 
171
INTRODUÇÃO
172
172
172
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
A miscibilidade entre dois líquidos depende da sua semelhança química e das condições de pressão e temperatura. Por essa razão, torna-se necessário o estudo do comportamento de fases do sistema em estudo. 
 O petróleo é uma complexa mistura, constituindo portanto, um sistema multicomponente. 
172
INTRODUÇÃO
173
173
173
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
Os métodos miscíveis mais utilizados e que serão discutidos são os seguintes:
Injeção CO2;
Injeção de Gás pobre e N2;
Injeção de Hidrocarbonetos Leves:
Injeção de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP);
Injeção de Gás Enriquecido;
 Injeção de Gás Pobre a Alta Pressão;
173
174
174
174
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
Figura 4.1 – Esquema Simplificado do método de injeção continua de de gases miscíveis (FLORES 2004)
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MECANISMO
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Robert
Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
O gás injetado ao entrar em contato com o líquido transfere hidrocarbonetos de peso molecular intermediário para a fase líquida, ou seja, o gás condensa ao entrar em contato com o óleo. 
Figura 4.2 – Esquema de injeção para formação de zona miscível (Rosa, 2005) 
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MECANISMO
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
O gás resultante desse processo é mais móvel ultrapassando a fase deslocada. Em um novo contato do liquido (óleo) com o fluido deslocante (gás) ocorre o mesmo processo até formar a zona miscível. 
Após múltiplos contatos a miscibilidade é atingida formando a frente miscível entre o banco de gás e o banco de óleo. 
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MECANISMO
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
A medida que o banco de óleo vai se afastando do poço injetor ocorre quebras da frente miscível, no entanto com a injeção posterior de gás é formada novamente a frente miscível.
Desde que a zona miscível formada se mova com a mesma velocidade da injeção de gás, todo o óleo será deslocado.
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
Figura 4.3 – Diagrama pseudoternário para desenvolvimento de miscibilidade (Schlumberger, 2012)
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APLICAÇÕES - GERAL
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
	Condições ideais de Reservatório	Injeção de CO2 e Hidrocarbonetos leves
	Densidade do óleo, ºAPI	>25 (Óleos leves)
	Viscosidade do óleo, cP	<10
	Profundidade, ft (m)	>2500 (762)
	Temperatura,ºF (ºC)	<250 (121)
	Saturação de Óleo	>0,20
	Pressão estática, psia 	>1200
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1916
Primeiro estudo
1950
GLP
1964
1972
180
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Pela primeira vez, em 1916, a injeção de CO2 surge como método de recuperação, apenas como curiosidade de laboratório.
Indústria começa a olha para injeção de HC miscíveis como método de EOR, mas seus custos elevados acabam travando maiores avanços. 
HISTÓRICO 
Campo de Ritchie
Primeiro projeto de EOR com injeção de CO2 miscível em pequena escala, no campo de Richie, EUA. 
1971
Canadá
Primeiras casos de aplicações de hidrocarbonetos miscíveis no Canadá, nos campos Rainbow F e Rainbow II. 
Aplicação em larga escala
Primeiros projetos de injeção de CO2 miscível em larga escala, em SACROC, nos EUA. 
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
1985
1990s
2001
2010s
181
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HISTÓRICO 
Campo de Araçás
Primeiro projeto de EOR com injeção de CO2 miscível no Brasil, no campo de Araçás, na bacia do Recôncavo, Bahia. 
2002
Campo de Candeias
Primeiro, e único, projeto de injeção de nitrogênio (N2) no Brasil, no Campo de Candeias, na Bahia. 
Campo de Lula
Injeção de CO2 miscível com ampla utilização no Campo de Lula, na bacia de Santos, Brasil, sendo este o primeiro campo do pré-sal a utilizar esse método de recuperação. 
Primeira e única aplicação de N2 no Canadá ocorreu em 2001 no campos de Turner Valley. 
Turner Valley
Cescimento nos EUA
A participação da produção de EOR de injeção de gás miscível nos EUA quase dobrou de 23% em 1990 para 42% em 2000.
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
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182
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
HISTÓRICO – MUNDO ATUAL
Gráfico 4.1 - Projetos ativos e bem sucedidos de EOR no mundo (Oil & Gas Journal, 2016)
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Vendas	
MISCÍVEIS	TÉRMICOS	QUÍMICOS	MICROBIOLÓGICOS	171	162	27	5	
HISTÓRICO – MISCÍVEIS ATUAL
183
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Gráfico 3.2 - Projetos ativos e bem sucedidos de métodos miscíveis (Oil & Gas Journal, 2016)
133
1
Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
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Porcentagem de projetos de EOR bem sucedidos e em funcionamento no mundo (2016)
Colunas1	CO2	HC MISCÍVEIS	GASES ÁCIDOS	133	37	1	
INJEÇÃO DE GÁS ENRIQUECIDO
O método de injeção de gás enriquecido conhecido também como mecanismo de gás condensado consiste no processo de injeção de gás composto por componentes de peso molecular intermediário (C₂-C₆), como por exemplo o butano, a pressões consideradas moderadamente altas. 
Processo semelhante ao do banco de GLP quanto ao objetivo de se obter um deslocamento miscível do óleo do reservatório. No entanto o banco de gás enriquecido não é prontamente miscível com o óleo do reservatório como ocorre com o de GLP.
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Robert Silva, Sayori Uto Borges, Tertuliano Castro
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INJEÇÃO DE GÁS ENRIQUECIDO
O enriquecimento do gás é uma variável importante para otimizar a recuperação do óleo pelo mecanismo de gás enriquecido. 
Para garantir o sucesso do processo um dos primeiros requerimentos é controlar a composição do gás injetado.
Geralmente usa bancos de gás enriquecido entre 10% a 20% do volume poroso do reservatório
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APLICAÇÕES - GÁS ENRIQUECIDO
1) Formações com boa inclinação estrutural , com a injeção sendo feita de cima para baixo e o óleo sendo deslocando para baixo, seria a melhor aplicação.
2) Reservatórios com óleo contendo pequenas quantidades de hidrocarbonetos de peso molecular intermediário, a pressões moderadamente alta.
Fluido presente no reservatório de baixa viscosidade, pois a razão de mobilidade é desfavorável.
Reservatórios pouco espessos, devido a segregação gravitacional, sendo um problema em reservatórios horizontais.
Elevado grau API (maior que 30) são preferíveis para se obter miscibilidade a pressões razoáveis .
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VANTAGENS - GÁS ENRIQUECIDO
Desloca essencialmente todo o óleo residual presente no reservatório que o gás entra em contato.
Desenvolve miscibilidade com um determinado óleo a uma pressão inferior e atinge miscibilidade com alguns óleos que não se tornariam miscíveis com gás pobre a pressão razoável. 
Pode ser aplicado em reservatórios mais rasos que o método de gás pobre devido a pressão requerida ser menor.
Baixo custo quando comparado com a injeção de GLP.
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DESVANTAGENS - GÁS ENRIQUECIDO
Razão de mobilidade adversa reduz a eficiência de varrido areal.
Formação de fingers. Podem ser severos em reservatórios permeáveis e espessos devido a gravidade.
Dificuldade em dimensionar o tamanho do banco adequado.
Não há um método prático para corrigir o tamanho do banco após ter iniciado a injeção do gás.
Alto custo do gás.
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INJEÇÃO DE GÁS SECO
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O processo de injeção de gás seco a alta pressão, primeiro método de recuperação miscível de hidrocarbonetos, foi desenvolvido no fim da década de 40 pela Atlantic Richfield.
A pesquisa original tratava sobre uma revaporização de líquido em reservatórios com condensação retrógrada.
Uma mistura de gás, aplicada sob condições adequadas, pode resultar em uma vaporização retrógrada de grandes volumes de óleo provenientes de um reservatório de óleo.
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INJEÇÃO DE GÁS SECO
Três condições são geralmente necessárias para que o processo ocorra:
Deve existir alta pressão na interface gás-óleo;
O óleo do reservatório deve conter alta concentração de C₂-C₆;
O óleo deve ser subsaturado na frente de gás.
A composição do gás injetado não é crítica para o processo. Normalmente é utilizado um gás composto por metano como gás pobre.
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INJEÇÃO DE GÁS SECO
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Após o alcance da miscibilidade, em que a interface entre o óleo e o gás desaparece e os fluidos misturam-se um com o outro, um anel de fluido miscível circunda o poço de injeção.
Uma injeção posterior de gás desloca a frente miscível através do reservatório, deslocando também o óleo e a água móvel a frente dela. 
À proporção que o anel miscível se expande ele é continuamente quebrado. Cada vez que isso acontece o processo de múltiplos contatos é