tese de doutorado - defesa · 2019. 1. 30. · Este trabalho corresponde à tese de doutorado apresentado ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo da

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN

CENTRO DE TECNOLOGIA - CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA - CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO -

PPGCEP

TESE DE DOUTORADO

ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS

ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO

PESADO

Marcos Allyson Felipe Rodrigues

Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata

Coorientador: Prof. PhD. Tarcilio Viana Dutra Junior

Natal/RN, Setembro de 2012

ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO

PESADO


Natal/RN, Setembro de 2012

Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN

Marcos Allyson Felipe Rodrigues iii


Análise de Viabilidade de Injeção de Fluidos Alternativos ao Vapor em Reservatórios de

Óleo Pesado

Este trabalho corresponde à tese de doutorado

apresentado ao Programa de Pós-Graduação em

Ciência e Engenharia de Petróleo da

Universidade Federal do Rio grande do Norte,

como parte dos requisitos para a obtenção do

título de Doutor em Ciência e Engenharia de

Petróleo.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues iv

RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe – Análise de Viabilidade de um Fluido Alternativo ao Vapor em Reservatórios de Óleo Pesado. Tese de Doutorado, UFRN, Programa de Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Explotação de Petróleo e Gás Natural, Natal-RN, Brasil. Orientador: Prof.Dr. Wilson da Mata Coorientador: Prof. Ph.D Tarcilio Viana Dutra Junior

RESUMO Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por

óleos pesados (°API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem versão 2009.10). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em comparação com a injeção contínua de vapor.

Palavras-chave: fluidos alternativos, injeção de vapor, simulação, IOR, modelagem de reservatórios.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues v

ABSTRACT

Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (°API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding.

Keywords: alternative fluids, steam injection, simulation, IOR, modeling of reservoirs.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues vi

Dedicatória

Dedico não só esta tese mas todas as

minhas conquistas a minha mãe Jô e

ao meu irmão Anderson, pois só nós

sabemos o que passamos para chegar

até aqui. Obrigado por existirem em

minha vida.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues vii

Agradecimentos

Em primeiro lugar a Deus, por ter me dado à graça de alcançar mais uma vitória em

minha vida.

À toda minha família, em especial meus pais Josenilde e Vilmar, e meu irmão Anderson

Felipe pelo carinho e apoio incondicional de todas as horas. Os pilares da minha vida pois, sem

eles, com certeza não estaria concretizando mais um sonho.

À Kivia Layse, princesinha, por fazer parte dessa etapa tão importante da minha vida.

Uma pessoa que amo demais, sempre incentivando e apoiando nos momentos mais complicados

e, às vezes, estressante. Minha inspiração, meu porto seguro.

Aos amigos Adriano Bonatto, Vanessa, Edson, Cindy, Elthon, Janusa, Glidyane, Juliana,

Cleodon, Tiago, Rutinaldo, Robson, Julio Cesar, Rayanna e os funcionários Carlos e Graça.

Ao futuro doutor Edney Rafael, por ser meu braço direito em todas as batalhas

enfrentadas desde o dia 31 de julho de 2006 até hoje, e que juntos completamos mais uma

importante etapa de nossas vidas. Um grande irmão que pode contar comigo para o resto da vida.

À Jennys Barillas, colega de departamento e acima de tudo grande amiga, por me guiar

nos momentos de dificuldade para o caminho certo com seu conhecimento e paciência, durante

esses quatro anos de preparação desta tese.

Ao professor, orientador e amigo Wilson da Mata, pessoa que aprendi a admirar e a

respeitar pelo grande profissional que é. Obrigado pela confiança e por acreditar em meu

potencial.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues viii

Ao meu coorientador Tarcilio Viana por me ajudar com todo o seu conhecimento sempre

nos momentos críticos e complicados deste trabalho, sendo fundamental na minha formação na

área de Reservatórios e com quem aprendo cada dia mais.

Aos professores do PPGCEP, por todos os conhecimentos passados ao longo destes 6

anos, essa tese tem um pouco de cada um de vocês.

A Capes pelo suporte financeiro no início deste trabalho.

A Petrobras e a ANP, pelo suporte financeiro e pela base de dados necessária para a

execução deste trabalho.

A CMG pela licença do simulador de reservatório concedida, além de suporte técnico

dado quando necessário.

A todos meus sinceros agradecimentos.


Marcos Allyson Felipe Rodrigues ix

ÍNDICE

1. Introdução geral ............................................................................................................................. 2

2. Aspectos teóricos ........................................................................................................................... 6

2.1. Reservas de óleos pesados ................................................................................................... 6

2.2. Métodos de recuperação avançada ...................................................................................... 8

2.2.1. Métodos especiais de recuperação avançada ................................................................ 9

2.2.1.1. Critérios de Escolha do Método de recuperação especial .................................. 10

2.3. Métodos térmicos ............................................................................................................... 11

2.3.1. Injeção de água quente ................................................................................................. 13

2.3.2. Injeção cíclica de vapor ............................................................................................... 14

2.3.3. Injeção Contínua de vapor ........................................................................................... 15

2.3.3.1. Descrição do processo da injeção contínua de vapor ......................................... 17

2.3.3.2. Mecanismos de produção ..................................................................................... 20

2.3.3.2.1. Redução da viscosidade .................................................................................. 21

2.3.3.2.3. Destilação pelo vapor ...................................................................................... 23

2.3.3.3. Distribuição da temperatura na injeção contínua de vapor ................................ 26

2.3.3.4. Segregação gravitacional do vapor ...................................................................... 28

2.3.3.5. Irrompimento do vapor no poço produtor – breakthrough ................................ 29

2.3.3.6. Injetividade............................................................................................................ 30

2.3.3.7. Fingering ............................................................................................................... 31

2.3.4. Injeção combinada de vapor com um fluido alternativo ............................................ 31

2.3.4.1. Injeção de gás imiscível ....................................................................................... 31

2.3.4.2. Injeção de Vapor seguida por Água .................................................................... 32

2.3.4.2.1. Justificativa para conversão de injeção de vapor para injeção de água ....... 33

2.3.4.2.2. Tempo ótimo para a conversão de injeção de vapor para injeção de água .. 35


Marcos Allyson Felipe Rodrigues x

2.3.4.2.3. Injeção de água após o vapor ......................................................................... 36

2.3.4.3. Método de injeção alternada de vapor e água (WASP) ..................................... 38

2.4. Análise econômica de projetos .......................................................................................... 40

2.4.1. Alternativas e decisões ................................................................................................. 41

2.4.1.1. Valor Presente Líquido – VPL............................................................................. 43

2.4.1.1.1. Vantagens ........................................................................................................ 44

2.4.1.1.2. Desvantagens ................................................................................................... 45

2.4.2. Valor Presente Líquido (VPL) em um Projeto de Injeção de Vapor ........................ 45

2.4.2.1. Receitas (R) ............................................................................................................... 45

2.4.2.2. CAPEX (Capital Expenditures) e OPEX (Operacional Expenditures) ............ 46

2.4.2.2.1. Custo de aquisição do gerador de vapor (Ca) ..................................................... 46

2.4.2.2.2. Custo de perfuração dos poços (Cp). .................................................................. 47

2.4.2.2.3. Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (Com). ......................... 48

2.4.2.2.4. Custo de elevação dos fluidos (Cel). ................................................................... 48

2.4.2.2.5. Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo). .......................... 48

2.4.2.2.6. Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua). ............................. 49

2.4.2.2.7. Participação governamental. ................................................................................ 49

2.4.2.2.8. Custo de injeção dos fluidos alternativos (Cagua-inj) e (Cgas-inj). ................. 50

2.5. Produção acumulada líquida de óleo ................................................................................. 51

2.6. Planejamento e otimização de experimentos .................................................................... 52

3. Estado da arte ............................................................................................................................... 55

4. Materiais e métodos..................................................................................................................... 61

4.1. Ferramentas computacionais .............................................................................................. 61

4.1.1. Módulo “Winprop” ...................................................................................................... 61

4.1.2. Módulo “STARS” ........................................................................................................ 62

4.2. Modelo físico ...................................................................................................................... 62


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xi

4.3. Modelo de fluido do reservatório ...................................................................................... 65

4.3.1. Ajuste dos dados da liberação diferencial................................................................... 67

4.3.2. Ajuste da viscosidade do óleo ..................................................................................... 67

4.3.3. Diagrama Pressão-Temperatura .................................................................................. 69

4.4. Propriedades da rocha-reservatório ................................................................................... 70

4.5. Descrição das condições operacionais .............................................................................. 73

4.6. Análise de Viabilidade Técnica-Econômica ..................................................................... 75

4.7. Metodologia de trabalho .................................................................................................... 77

5. Resultados e discussões .............................................................................................................. 82

5.1. Análise da vazão de injeção de vapor ............................................................................... 82

5.1.1. Injeção Contínua de vapor ........................................................................................... 85

5.2. Equivalência dos fluidos alternativos ................................................................................ 86

5.2.1. Comparativo entre a injeção contínua dos fluidos alternativos e a recuperação

primária 86

5.3. Análise de desempenho dos fluidos alternativos junto ao vapor ..................................... 88

5.3.1. Injeção de Metano ........................................................................................................ 89

5.3.1.1. Análise da injeção de gás como fluido alternativo ao vapor ............................. 95

5.3.1.1.1. Análise da injeção de gás após o vapor ......................................................... 95

5.3.1.1.2. Análise da coinjeção de vapor e gás .............................................................. 97

5.3.1.1.3. Análise da injeção alternada de vapor e gás .................................................. 99

5.3.2. Injeção de água como fluido alternativo ao vapor ................................................... 100

5.3.2.1. Análise da injeção de água como fluido alternativo ao vapor ......................... 106

5.3.3. Injeção de vapor sem fluido alternativo .................................................................... 108

5.3.4. Melhores resultados para injeção de vapor com fluidos alternativos ..................... 113

5.4. Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais .................................................. 120

5.4.1. Análise de sensibilidade da injeção de vapor e gás .................................................. 121


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xii

5.4.1.1. Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e gás 124

5.4.2. Análise de sensibilidade da injeção de vapor e água. .............................................. 132

5.4.2.1. Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e água.

134

5.4.2.1.1. Influência do intervalo canhoneado na injeção de água após o vapor. ...... 141

5.4.2.1.2. Influência da vazão de água na sua injeção após o vapor. ......................... 143

5.4.2.1.3. Injeção de vapor seguido de água quente e fria .......................................... 145

5.4.3. Análise de sensibilidade da injeção interrompida de vapor. ................................... 150

5.4.3.1. Análise das variáveis operacionais na injeção de vapor interrompida. ........... 152

5.4.4. Análise do VPL na injeção de fluidos alternativos após o vapor ............................ 157

5.5. Otimização da injeção de água após o vapor .................................................................. 158

5.6. Estudo da redução de vazão ............................................................................................. 164

5.7. Análise do VPL máximo em função do VPI para a injeção de vapor seguido de água

fria 167

5.7.2. Influência da variação de permeabilidade horizontal no VPL máximo .................. 174

5.7.3. Influência da Permeabilidade Vertical no VPL máximo. ........................................ 179

5.8. Considerações finais ......................................................................................................... 183

6. Conclusões ................................................................................................................................. 185

6.1. Recomendações .............................................................................................................. 188

7. Referências Bibliográficas ........................................................................................................ 190

8. Anexos........................................................................................................................................ 195

8.1. Injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor ................................................ 195

8.2. Injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor .......................................... 198

8.3. Influência da variação de espessura da zona de óleo no VPL máximo. ....................... 202


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulo I

Capítulo II

Figura 2. 1. Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009).

................................................................................................................................................................ 6

Figura 2. 2. Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues. ................................................................... 8

Figura 2. 3. Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994). .............................. 9

Figura 2. 4. Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005). ................. 12

Figura 2. 5. Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006). ................................................. 14

Figura 2. 6. Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér,

2002). ................................................................................................................................................... 16

Figura 2. 7. Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007). ................ 18

Figura 2. 8. Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994). ............ 19

Figura 2. 9. Pressão de vapor em função da temperatura (Willman et. al., 1961). ......................... 23

Figura 2. 10. Efeito da partição da injeção contínua de vapor em um sistema molhado pela água

(Hong, 1994)........................................................................................................................................ 24

Figura 2. 11. Geração de solvente no reservatório pela injeção contínua de vapor (Hong, 1994). 25

Figura 2. 12. Distribuição hipotética da temperatura, das saturações e da pressão, em uma injeção

contínua de vapor (Butler, 1991)........................................................................................................ 27

Figura 2. 13. Segregação gravitacional do vapor (Butler, 1991). .................................................... 29

Figura 2. 14. Injeção de gás imiscível (Modificado de Bressan, 2008). .......................................... 32

Figura 2. 15. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes conversões

(modificado de Hong, 1994)............................................................................................................... 36

Figura 2. 16. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes temperaturas da água

(modificado de Hong, 1994)............................................................................................................... 38

Figura 2. 17. Comparativo de varrido vertical entre o WASP e injeção de vapor (Navieira, 2007).

.............................................................................................................................................................. 39

Capítulo III


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiv

Capítulo IV

Figura 4.1. Malha ¼ de five spot invertido. ....................................................................................... 63

Figura 4.2. Modelo base em 3 dimensões.......................................................................................... 64

Figura 4.3. Gráfico da regressão da razão de solubilidade gás-óleo (Rs) e fator volume de óleo

(Bo) versus pressão. ............................................................................................................................ 67

Figura 4.4. Gráfico da viscosidade do óleo versus pressão. ............................................................. 68

Figura 4.5. Viscosidade do óleo versus temperatura ........................................................................ 69

Figura 4.6. Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo. ............................................................ 70

Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa à água e ao óleo versus saturação de água............ 71

Figura 4.8. Curva de pressão capilar água – óleo versus saturação de água. .................................. 71

Figura 4.9. Curvas de permeabilidade relativa ao liquido e ao gás versus saturação de líquido. .. 72

Figura 4.10. Curva de pressão capilar gás-óleo versus saturação de líquido. ................................. 72

Figura 4.11. Canhoneio dos poços no perfil de saturação inicial de óleo. ...................................... 74

Figura 4. 12. Fluxograma da metodologia de trabalho. .................................................................... 77

Capítulo V

Figura 5. 1. Gráfico Fator de Recuperação versus tempo. ............................................................... 83

Figura 5. 2. Produção acumulada líquida versus tempo. .................................................................. 84

Figura 5. 3. Curvas Fator de recuperação e ROV versus tempo – Injeção contínua de vapor. ...... 85

Figura 5. 4. Gráfico Fator de recuperação versus tempo – comparativo entre os fluidos

alternativos e a recuperação primária. ............................................................................................... 87

Figura 5. 5. Mapa de viscosidade do óleo (cP) – comparativo entre a injeção de CH4 e CO2. ...... 88

Figura 5. 6. Produção acumulada líquida versus tempo – injeção de vapor e metano ................... 91

Figura 5. 7. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e metano. 92

Figura 5. 8. Resultados da injeção de metano após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.

.............................................................................................................................................................. 93

Figura 5. 9. Mapas de saturação de gás – Injeção de metano após 10 anos de vapor – 7° e 8° ano.

.............................................................................................................................................................. 94

Figura 5. 10. Perfis de Temperatura do reservatório (°F) – comparativo entre a injeção de CH4

após 8 anos de vapor e a injeção contínua de vapor. ........................................................................ 96


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xv

Figura 5. 11. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e

coinjeção de vapor e metano para o 7° e 16° ano de projeto............................................................ 98


injeção alternada de vapor e metano a cada 2 anos. .......................................................................... 99

Figura 5. 13. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e água. ..... 102

Figura 5. 14. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e água. . 103

Figura 5. 15. Mapas de saturação de óleo – Injeção de água após 11 anos de vapor – 11° e 16°

ano de projeto. ................................................................................................................................... 104

Figura 5. 16. Resultados da injeção de água após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.

............................................................................................................................................................ 105


injeção de água após 11 anos de vapor. ........................................................................................... 107

Figura 5. 18. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção interrompida de vapor.

............................................................................................................................................................ 110

Figura 5. 19. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção interrompida de

vapor................................................................................................................................................... 111

Figura 5. 20. Resultados da injeção de vapor com interrupção anual – Fator de recuperação. ... 112

Figura 5. 21. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – melhor resultado de cada fluido

alternativo. ......................................................................................................................................... 113

Figura 5. 22. Comparativo entre o desempenho dos fluidos alternativos após o vapor em termos

de produção acumulada líquida de óleo – Injeção após 8, 11 e 14 anos. ...................................... 115

Figura 5. 23. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados da combinação vapor e fluidos

alternativos......................................................................................................................................... 116

Figura 5. 24. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – melhor resultado de cada

fluido alternativo. .............................................................................................................................. 118

Figura 5. 25. Injeção dos fluidos alternativos após a parada anual da injeção de vapor. ............. 119

Figura 5. 26. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Valor Presente Líquido ao final

do período de produção..................................................................................................................... 123

Figura 5. 27. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Fator de recuperação ao final


Figura 5. 28. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a

vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido. .. 126


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvi


vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação. ...... 128

Figura 5. 30. Gráfico Valor Presente Líquido versus Tempo – Injeção de metano após 14 anos de

vapor................................................................................................................................................... 130

Figura 5. 31. Fator de Recuperação versus VPI de vapor – Injeção de metano após 14 anos de

vapor................................................................................................................................................... 131

Figura 5. 32. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Valor Presente Líquido ao

final do período de produção. ........................................................................................................... 133

Figura 5. 33. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Fator de recuperação ao final



vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido. .. 135


vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação. ...... 137

Figura 5. 36. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção da água após o vapor. ............. 139

Figura 5. 37. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção de água

após o vapor. ...................................................................................................................................... 140

Figura 5. 38. Análise da injeção de vapor em diferentes porções do reservatório – vazão de 25 e

37,5 t/dia. ........................................................................................................................................... 141

Figura 5. 39. Mapas da taxa de perda de calor para acamada sobrejacente (Btu/dia) – Injeção de

vapor na base e em todo intervalo da zona de óleo– 5° ano de projeto. ........................................ 142

Figura 5. 40. Comparativo entre diferentes vazões de injeção de água após 11 anos de injeção de

vapor................................................................................................................................................... 143

Figura 5. 41. Perfis de temperatura (°F) – vazão de água 25 e 100 m³std/dia – 7 e 13 anos. ...... 144

Figura 5. 42. Gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do colchão de água

quente. ................................................................................................................................................ 147

Figura 5. 43. Gráfico fator de recuperação versus tempo – injeção de vapor+água quente+água

fria e injeção de água fria após o vapor. .......................................................................................... 148

Figura 5. 44. Comparativo entre os perfis de temperatura (°F) nos casos de injeção de vapor+água

quente+água fria e injeção de vapor seguido de água fria. ............................................................. 149

Figura 5. 45. Diagrama de Pareto para a injeção de interrompida no 8° ano – Valor Presente

Líquido ao final do período de produção. ........................................................................................ 151


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvii

Figura 5. 46. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor interrompida no 8°ano – Fator de

recuperação ao final do período de produção. ................................................................................. 152

Figura 5. 47. Superfície de resposta para o Valor Presente Líquido da interação entre a vazão de

injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor. ................... 153

Figura 5. 48. Superfície de resposta para o fator de recuperação da interação entre a vazão de

injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor. ................... 154

Figura 5. 49. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção interrompida de vapor - 8° ano de

projeto. ............................................................................................................................................... 155

Figura 5. 50. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção

interrompida de vapor – 8° ano de projeto. ..................................................................................... 156

Figura 5. 51. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados obtidos. ..................................... 157

Figura 5. 52. Gráfico Valor Presentes Líquido versus Tempo – melhores resultados.................. 161

Figura 5. 53. Gráfico Valor Presente Líquido versus Volume Poroso Injetado. ........................... 162

Figura 5. 54. Fator de recuperação versus Tempo de injeção de vapor. ........................................ 163

Figura 5. 55. Gráfico VPL versus Tempo – Injeção de vapor com redução de vazão. ................ 165

Figura 5. 56. Gráfico Fator de recuperação versus VPI – Injeção de vapor com redução de vazão.

............................................................................................................................................................ 166

Figura 5. 57. Gráfico VPL versus VPI de vapor – viscosidade do óleo. ....................................... 170

Figura 5. 58. Gráfico Fator de Recuperação versus VPI de vapor – viscosidade do óleo. ........... 172

Figura 5. 59. Tempo de VPLmáx versus Tempo de injeção de vapor. ............................................ 174

Figura 5. 60. Gráfico VPL versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal. ............................ 176

Figura 5. 61. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal. . 177

Figura 5. 62. Gráfico Vazão de óleo versus Tempo – Permeabilidade horizontal........................ 178

Figura 5. 63. Gráfico VPL versus VPI de vapor – Permeabilidade vertical. ................................ 181

Figura 5. 64. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade vertical. ...... 182

Conclusões e recomendações Referências bibliográficas Anexos Figura 8. 1. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e nitrogênio 197


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xviii

Figura 8. 2. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e nitrogênio.

............................................................................................................................................................ 198

Figura 8. 3. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e gás

carbônico............................................................................................................................................ 200

Figura 8. 4. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e gás

carbônico............................................................................................................................................ 201

Figura 8. 5. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo. .... 203

Figura 8. 6. Mapas de perda de calor em Btu– reservatórios com espessura de 18 e 38 m. ........ 205

Figura 8. 7. Gráfico VPL versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo. ............................... 206


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xix

ÍNDICE DE TABELAS

Capítulo I Capítulo II Tabela 2. 1. Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994).....................11 Capítulo III Capítulo IV Tabela 4.1. Composição do óleo ........................................................................................................ 65

Tabela 4.2. Dados PVT para liberação diferencial a ser modelado ................................................. 66

Tabela 4.3. Viscosidade do óleo para a temperatura de 38°C .......................................................... 68

Tabela 4.4. Propriedades da rocha-reservatório. ............................................................................... 73

Tabela 4.5. Condição de operação na injeção de vapor .................................................................... 74

Tabela 4.6. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica ........................ 75

Tabela 4. 7. Injeção do fluido alternativo após o vapor .................................................................... 78

Tabela 4. 8. Coinjeção de vapor e fluido alternativo ........................................................................ 78

Tabela 4. 9. Injeção alternada de vapor e fluido alternativo............................................................. 79

Capítulo V Tabela 5. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e metano – Produção de óleo e água. .......... 89

Tabela 5. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e água – Produção de óleo e água.............. 100

Tabela 5. 3. Resultados obtidos na injeção de vapor sem fluido alternativo – Produção de óleo e

água. ................................................................................................................................................... 109

Tabela 5. 4. Melhores resultados para a configuração operacional base. ...................................... 121

Tabela 5. 5. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e gás. ............. 122

Tabela 5. 6. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos

diagramas de Pareto. ......................................................................................................................... 122

Tabela 5. 7. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e água. .......... 132


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xx



Tabela 5. 9. Estudo da injeção do banco de água quente. .............................................................. 146

Tabela 5. 10. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção interrompida de vapor.

............................................................................................................................................................ 150



Tabela 5. 12. Otimização da injeção de água após o vapor e vapor sem fluido alternativo. ........ 159

Tabela 5. 13. Injeção de vapor com redução de vazão. .................................................................. 164

Tabela 5. 14. Variação dos parâmetros de reservatório. ................................................................. 167

Tabela 5. 15. Fração molar dos pseudocomponentes para cada óleo estudado............................. 168

Tabela 5. 16. Resumo dos resultados obtidos – variação de viscosidade. ..................................... 169

Tabela 5. 17. Resumo dos resultados obtidos – variação de permeabilidade horizontal.............. 175

Tabela 5. 18. Resumo dos resultados obtidos – variação da permeabilidade vertical. ................. 180

Conclusões e Recomendações Referências bibliográficas Anexos Tabela 8. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e nitrogênio – Produção de óleo e água .... 195

Tabela 8. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e gás carbônico – Produção de óleo e água.

............................................................................................................................................................ 199

Tabela 8. 3. Resumo dos resultados obtidos – variação da espessura da zona de óleo. ............... 202


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxi

Nomenclaturas

Bo – fator volume-formação do óleo m³/m³std Ca – Custo de Aquisição do gerador de vapor US$ Cagua – Custo de separação, tratamento e descarte da água US$ Cagua-inj – Custo da água injetada US$ Cel – Custo de elevação dos fluidos US$ Cg – Capacidade do gerador de vapor m³std Cgas-inj – Custo do gás injetado US$ Coleo – Custo de separação e tratamento do óleo US$ Com – Custo de operação e manutenção do gerador de vapor US$ Cp – Custo de perfuração e completação do poço US$ EA - eficiência de varrido horizontal Adimensional ED - eficiência de deslocamento Adimensional do – densidade relativa do óleo Adimensional FC - fluxo de caixa US$ fg – Fração do fluido injetado que é gás Adimensional Fr - fator de recuperação (%) h – espessura do reservatório m i – Taxa de desconto % Iinj – Influência de poço injetor na malha considerada Adimensional Iprod - Influência de poço produtor na malha considerada Adimensional Io – Investimento inicial de um projeto US$ ILL – Índice de Lucratividade Líquida US$ k – Permabilidade absoluta da formação D Kh – Permeabilidade horizontal mD ko - permeabilidade efetiva ao óleo mD krg - permeabilidade relativa ao gás Adimensional Kro – Permeabilidade relativa ao óleo Adimensional krog - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-gás Adimensional krow - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-água Adimensional krw - permeabilidade relativa à água Adimensional kw - permeabilidade efetiva à água mD Kv – permeabilidade vertical mD L - comprimento do reservatório m M - razão de mobilidades Adimensional Np - produção acumulada total de óleo m3std Npliq – produção acumulada líquida de óleo m³std P - pressão kPa Pbbl – Preço do barril de petróleo US$/bbl Pcog – Pressão capilar no contato gás-óleo kPa/psi Pcow – pressão capilar no contato óleo-água kPa/psi Pg – Preço do gerador de vapor US$ Pperf – Preço de perfuração e completação de um poço vertical onshore raso US$/poço Pwf – Pressão de fundo de poço psi q – Vazão m³std/dia


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxii

Qv – Vazão de injeção de vapor t/dia Qf-al – Vazão do fluido alternativo m³std/d R – Receita US$ Rs – Razão de solubilidade scf/stb re – raio de influência do reservatório cm rw – raio do poço cm Sl - saturação de líquido % So - saturação de óleo % Soi - saturação inicial de óleo % Sor - saturação de óleo residual % Sw - saturação de água % Swc - saturação de água conata % t - tempo de projeto anos tf-al – tempo de injeção do fluido alternativo anos tv – tempo de injeção de vapor anos T - temperatura do fluido ºC TR - temperatura do reservatório ºC TS - temperatura do vapor ºC Vagua-inj – Volume de água injetada m³std Vagua-pro – Volume de água produzida m³std Vg – Volume varrido pelo gás m³ Vgas-inj – Volume do gás injetado m³std V inj – Volume de vapor injetado ton Voleo-pro – Volume de óleo produzido m³std Vpro – Volume de fluido produzido m³std

Abreviações

API - American Petroleum Institute CMG - Computer Modelling Group CAPEX – Capital Expendirure EOR – Enhanced Oil Recovery GV – Gerador de vapor IOR - Improved Oil Recovery LEAP - Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo OPEX – Operational Expenditure RAO - Razão Água Óleo m³std/m³std ROf-allim – Razão Óleo fluido alternativo limite m³std/m³std ROVlim – Razão Óleo Vapor limite m³std /m³std STARS – “Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator” TIR - Taxa Interna de Retorno % TMA - Taxa Mínima de Atratividade % VP – Volume poroso Adimensional VPI – Volume Poroso Injetado Adimensional VOIP - Volume de Óleo in Place m3std VPL - Valor Presente Líquido US$ WASP – Water Alternating Steam Process


Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxiii

Letras gregas

γo – massa específica do óleo g/cm3 ou kg/litro µ - viscosidade do fluido cP µo - viscosidade do óleo cP µw - viscosidade da água cP λ - mobilidade de um fluido mD/cP η – Eficiência do gerador de vapor Adimensional λo - mobilidade do óleo mD/cP λw - mobilidade da água mD/cP ∆P - Variação de pressão kgf/cm2, kPa ∆ρ – diferença de densidade g/cm³ ø – Porosidade %

CAPÍTULO I:

Introdução Geral

Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução geral

Marcos Allyson Felipe Rodrigues 2

1. Introdução geral

Devido à complexidade dos reservatórios e às grandes reservas existentes, a recuperação

de óleos pesados constitui-se num dos grandes desafios da indústria petrolífera. Desses

reservatórios, é possível recuperar apenas uma fração do óleo, ficando grande parte retida no

meio poroso.

Os processos de recuperação térmica têm sido largamente empregados na recuperação de

óleos pesados, melhorando o escoamento do óleo através da redução da viscosidade e

viabilizando a produção de petróleo em campos considerados inviáveis comercialmente pelos

métodos convencionais de recuperação. Dentre os vários métodos térmicos existentes, a injeção

de vapor é o mais utilizado atualmente pela indústria e, em geral, apresenta bons resultados.

A injeção de vapor pode ser utilizada de maneira cíclica ou contínua. A injeção contínua

de vapor consiste em uma injeção contínua desse fluido, diferentemente da injeção cíclica onde

este é periódico. Enquanto na injeção cíclica tanto a injeção como a produção ocorrem no mesmo

poço, na injeção contínua os poços injetores e produtores são distintos. Em muitos campos de

óleos pesados, a injeção de vapor cíclica precede à contínua, devido ao retorno mais rápido do

investimento realizado no projeto e a melhora na injetividade.

No Brasil, a injeção de vapor é o método especial de recuperação avançada mais utilizado

para a extração de óleos pesados, utilizado principalmente no Nordeste onde possui muitas

reservas contendo esse tipo de óleo, destacando os estados Rio Grande do Norte e o Ceará.

A fim de obter uma maior recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de

vapor, nos últimos anos a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizada de três formas

principais: alternadamente, simultaneamente ao vapor e após a interrupção da injeção de vapor.

Nesses sistemas de injeção busca-se reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório,

injetando fluidos de menor valor comercial na tentativa de manter os mesmos níveis de produção



de óleo. Os fluidos alternativos ao vapor mais utilizados são, preferencialmente, o dióxido de

carbono, o gás natural e a água.

O presente trabalho tem como objetivo analisar a injeção de fluidos alternativos junto ao

vapor, como o gás carbônico, nitrogênio, metano e água buscando aumentar a rentabilidade de

um projeto de recuperação avançada aplicado a um reservatório de óleo pesado. Foi analisada a

injeção destes fluidos de três formas distintas: coinjetados, alternado e após o vapor.

A partir dos melhores resultados da injeção de vapor com cada fluido estudado, foi

realizada a otimização do processo através de superfícies de resposta, com intuito de obter o

fluido alternativo que combinado com o vapor resultará uma maior rentabilidade para o projeto.

A partir do modelo otimizado obtido, onde consta a injeção de vapor com o fluido

alternativo que se apresentou mais rentável além da forma de injeção, foi realizado um estudo da

variação de parâmetros de reservatório tais como viscosidade do óleo, permeabilidade horizontal,

permeabilidade vertical e espessura da zona de óleo, para analisar a sensibilidade do Valor

Presente Líquido (VPL) com a variação destas propriedades. Um importante parâmetro

operacional estudado foi o volume de vapor necessário para se obter o VPL máximo a partir

destas variações.

Esta tese de doutorado é composta de cinco capítulos além de Conclusões e

recomendações, Referências bibliográficas e Anexos. No Capítulo II, Aspectos Teóricos, são

apresentadas as teorias que envolvem a realização deste trabalho como Métodos Especiais de

Recuperação Avançada, em especial a injeção de vapor, Análise Econômica de Reservatórios,

Simulação de Reservatórios e Planejamento Experimental.

Um histórico dos trabalhos relacionados à injeção de fluidos alternativos ao vapor é

apresentado no Capítulo III, onde é feita uma revisão dos principais trabalhos que estudadaram a

injeção de fluidos de menor valor comercial em relação ao vapor, destacando os trabalhos que

apresentam simulação numérica de reservatórios de petróleo.



A Metodologia de trabalho é descrita no Capítulo IV, onde é exibido o refinamento

utilizado na malha, as propriedades da rocha-reservatório, dos fluidos e operacionais. São

mostrados também os dados de entrada requeridos pelo simulador, além de uma descrição dos

casos que foram simulados. Também são mostrados os dados considerados para a análise técnica-

econômica dos modelos otimizados obtidos.

O Capítulo V apresenta os resultados obtidos e suas discussões, onde exibe as conclusões

obtidas a partir do que foi obtido na simulação numérica e na análise técnica-econômica.

Na seção 6 são apresentadas as conclusões mais importantes obtidas neste trabalho e

recomendações para trabalhos futuros.

Na seção 7 é apresentada a Revisão Bibliográfica, com os principais artigos, dissertações,

teses e livros que foram citados no trabalho.

Os resultados complementares obtidos nesse estudo podem ser encontrados na seção 8

denominada Anexos.

CAPÍTULO II:

Aspectos Teóricos

Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos


2. Aspectos teóricos

2.1. Reservas de óleos pesados

A maior parte das reservas de petróleo no mundo corresponde a hidrocarbonetos pesados

e viscosos, sendo que estes recursos respondem por aproximadamente 70% (Alboudwarej et, al.,

2006). A Figura 2.1 mostra uma estimativa de volume in place de óleo pesado no mundo por

país, agrupados de acordo com o volume.

Figura 2. 1. Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009).

A Figura 2.1 mostra a grande importância de óleos pesados, extrapesados e betumes no

mundo, visto que é encontrado em todos os continentes. Outro detalhe de grande importância é

que estes óleos possuem um menor valor comercial em relação aos óleos leves. Estes fatos

justificam a atenção dada ao assunto e ao grande número de pesquisas na área, onde o grande

desafio é a explotação de reservatórios que contém esse recurso de forma viável.

Bilhões de bbls in place: +350 +50 +10



Observa-se a grande presença desses recursos no continente Americano, destacando-se

Canadá e Venezuela que juntos são responsáveis por quase 5 trilhões de barris sendo inclusive os

dois países com maiores reservas de óleos pesados.

Em Junho de 2012, na BP Statistical Review of World Energy, foi publicado que a

Venezuela é o país com maior volume in place de óleo pesado seguido pelo Canadá, posições

inversas ao mostrado na Figura 2.1.

Em relação ao Brasil, percebe-se que o volume in place de óleo pesado estimada é de 16

bilhões de barris, de acordo com a Figura 2.1, sendo que uma parcela significativa é encontrada

na Região Nordeste, destacando-se os Estados do Rio grande do Norte e Ceará.

O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo onshore do Brasil, sendo que a

maioria de seus campos é de óleos pesados e o principal método de recuperação avançada para a

extração desse óleo é a injeção de vapor. Os principais campos de óleos pesados do RN são Alto

do Rodrigues, Estreito, Fazenda Poçinho, entre outros.

Um grande projeto de injeção contínua de vapor está sendo iniciado atualmente na

Petrobras, objetivando aumentar a produção dos campos maduros de óleos pesados do estado. O

projeto, denominado de Vaporduto, consiste na injeção de vapor superaquecido (100% na fase

gás) nos reservatórios, numa vazão aproximada de 610 toneladas por hora, nos campos de

produção de Estreito e Alto do Rodrigues (Agência Petrobras, 2010).

O Vaporduto do vale do Açu é o maior do mundo, com uma extensão de

aproximadamente 30 km sendo o primeiro a operar com vapor superaquecido (Agência Petrobras,

2010). Os poços de petróleo recebem o vapor que é gerado pela Usina Termoelétrica Jesus

Soares Pereira (Termoaçu) e distribuído para os poços através de uma rede de dutos, como o

mostrado na Figura 2.2.



Figura 2. 2. Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues.

2.2. Métodos de recuperação avançada

Os objetivos dos métodos de recuperação avançada é aumentar a recuperação do óleo

remanescente no reservatório depois da recuperação primária. Isto é conseguido melhorando-se o

deslocamento microscópico do óleo ou a eficiência volumétrica de varrido. A eficiência de

deslocamento do óleo é aumentada pelo decréscimo na viscosidade do óleo (métodos térmicos)

ou pela redução das tensões interfaciais (métodos químicos e miscíveis). A eficiência volumétrica

de varrido é aumentada, aumentado-se a viscosidade do fluido deslocante (injeção de polímeros)

ou reduzindo a do fluido deslocado (injeção de vapor) .

Os métodos de recuperação podem ser classificados em convencionais e especiais. Os

métodos convencionais de recuperação avançada consistem na injeção imiscível de gás e na

injeção de água. Já os métodos especiais se subdividem em métodos térmicos, químicos,

miscíveis entre outros como mostra a Figura 2.3.



Figura 2. 3. Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994).

2.2.1. Métodos especiais de recuperação avançada

Quando se discute a aplicação de métodos especiais de recuperação avançada, é o exame

da recuperação por métodos convencionais que explica o porquê da necessidade e da ocasião

ideal de sua aplicação. A recuperação convencional fornece indicações também de como os

vários métodos especiais de recuperação devem ser projetados para produzir parte do óleo

deixado no reservatório após a recuperação convencional. Em um determinado campo é comum o

número de projetos de recuperação convencional, especialmente injeção de água, aumentar até

atingir um pico e depois declinar. Isso ocorre porque deixam de haver reservatórios adequados

para a aplicação desses métodos, em termos econômicos. Nesse ponto surge a questão de como

fazer para manter ou reduzir a taxa de declínio das vazões de produção. Uma resposta seria

recuperar parte do óleo deixado pela recuperação convencional (Rosa et, al., 2006).



Embora a falta de novos candidatos aos métodos convencionais de recuperação seja uma

razão importante para o desenvolvimento de métodos especiais de recuperação, há ainda outra

razão muito importante: muitos daqueles campos nos quais foi iniciada a injeção de água há

algum tempo, acabam atingindo estágios avançados de baixa produção. Alguns acabam ficando

próximos do seu limite econômico e os poços têm que ser tamponados e abandonados. Torna-se

evidente, portanto, que a recuperação especial precisa ser aplicada enquanto os poços existentes e

os equipamentos de superfície estão ainda utilizáveis, já que poucos reservatórios candidatos são

tão atraentes a ponto de permitirem a perfuração de novos poços e a substituição de equipamentos

de superfície. Em geral, os lucros comparativamente menores obtidos com a recuperação especial

são devidos a uma menor recuperação de óleo, em relação à recuperação convencional, e aos

custos de investimento e de operação relativamente maiores. A maioria dos métodos especiais de

recuperação é pesadamente penalizada com os custos de produtos químicos e/ou custos de

equipamentos.

2.2.1.1. Critérios de Escolha do Método de recuperação especial

Quando se escolhe um método de recuperação especial para um reservatório específico, o

profissional responsável deve considerar as características do reservatório, os fluidos contidos no

reservatório, os mecanismos de produção além das razões para as baixas recuperações.

Todos os métodos de recuperação especial têm limitações nas suas aplicações. Estas

limitações são derivadas parcialmente da teoria e parcialmente de testes de laboratório e

experiências de campo. A Tabela 2.1 apresenta critérios de escolha de um método de recuperação

especial. Estes critérios não devem ser considerados absolutos porque são baseados em teorias e

dados de campo limitados. Portanto, um reservatório candidato para um ou mais métodos de

recuperação especial não deve ser descartado porque não satisfaz a um ou dois desses critérios.



Tabela 2.1. Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994).

Características do

reservatório

Métodos térmicos Métodos químicos Métodos

miscíveis

Injeção

de vapor

Combustão

in situ Polímeros Surfactantes Alcalinos

Hidrocarbonetos

e CO2

Densidade do óleo, °API 10 a 34 10 a 35 - - 25

Viscosidade do óleo, cP 0,08 - - - -

Pressão estática, psia (atm)



Figura 2. 4. Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005).

Na prática este é um método eficiente, porém requer investimentos pesados e

procedimentos especiais de operação quando comparado com os métodos convencionais.

Estes métodos também contribuem para manter a pressão do reservatório, pois o óleo ao

ser aquecido expande servindo de energia para expulsar os fluidos do reservatório. Cabe também

destacar que o calor transferido causa a vaporização das frações leves do óleo, que em contato

com a formação mais fria se condensa, formando um solvente ou banco miscível à frente da zona

de vapor.

Existem duas categorias de métodos térmicos:

� Com calor produzido na superfície (Injeção de Fluidos Aquecidos: Vapor e Água Quente).

� Com calor gerado na formação (Combustão in situ).

No primeiro caso, o fluido injetado carrega o calor produzido enquanto que no segundo, o

fluido injetado é um dos reagentes envolvidos na reação exotérmica.

1

10

100

1000

10000

100000

1000000

250 350 450 550 650

Vis

cosi

dade

do

óleo

(cP

)

Temperatura (K)300 cP@311 K 1000 cP@311K 3000 cP@311K



Uma explicação analítica do princípio da recuperação térmica pode ser observada através

da Lei de Darcy para fluxo radial horizontal, que prova que o fluxo de fluidos no reservatório é

inversamente proporcional à viscosidade.

� � � �.�.�.�.∆��.�� (Equação 2.1)

Onde:

q = vazão de óleo

k = permeabilidade absoluta da formação

h = espessura da formação

∆� = diferencial de pressão � = viscosidade do óleo Re = raio externo ��= raio do poço

2.3.1. Injeção de água quente

A injeção de água quente é usualmente menos efetiva que a injeção contínua de vapor por

causa do menor transporte de calor por unidade de massa (Lacerda, 2000). Além disso, a

saturação residual de óleo também é mais alta, mesmo para uma mesma temperatura devido ao

maior volume de vapor injetado em relação a água quente.

Acha-se que o vapor é mais efetivo que a água quente no deslocamento do óleo devido:

� Ao diferencial extra de pressão resultante da viscosidade cinemática mais alta do vapor, sendo este parâmetro definido como a relação entre a viscosidade e a densidade. Um similar

fluxo de massa de vapor resulta em maior velocidade de fluido e diferencial de pressão.

� Uma baixa tendência do vapor em formar finger comparado com a água pois, devido a diferença de densidade, o vapor não molha a rocha fluindo pelo centro dos poros, contrário do

que ocorre com a água.



� Efeitos de destilação, os quais fazem com que as frações voláteis do óleo evaporem no vapor e sejam carreadas com ele. Há, assim, algumas características do deslocamento miscível na

injeção de vapor.

2.3.2. Injeção cíclica de vapor

Este método foi descoberto por acidente pela Shell na Venezuela em 1959, quando se

produzia óleo pesado por injeção contínua de vapor. Durante a injeção ocorreu o breakthrough do

vapor e, para reduzir a pressão de vapor no reservatório, o poço injetor foi posto em produção

quando se observou a produção de óleo com vazões consideráveis. Este método também é

conhecido como estimulação por vapor, steam-soak, huff and puff.

Neste processo, o vapor é injetado no reservatório a vazões de ordem de 1000 bpd por um

período de alguns dias a semanas; o poço é então fechado por alguns dias (chamado período de

soaking) e depois colocado em produção como mostra o esquema da Figura 2.5.

O período de produção varia de alguns meses até dois anos. É um processo eficiente

principalmente nos primeiros ciclos, mas a cada ciclo, os picos de vazão vão diminuindo e

consequentemente a produção por ciclo. O fim do período de ciclos caracteriza-se pelo alcance da

ROV (razão óleo adicional/vapor injetado) limite (Queiroz, 2006).

Figura 2. 5. Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006).



A principal vantagem da injeção cíclica de vapor é a antecipação rápida de produção.

Entretanto, a baixa recuperação de óleo, em torno dos 15%, constitui-se na sua maior

desvantagem devido o vapor aquecer apenas uma pequena região em torno do poço então, com os

ciclos seguintes e atuação na mesma região, menor volume de óleo é produzido.

2.3.3. Injeção Contínua de vapor

No processo de injeção contínua, o vapor é injetado em um ou mais poços chamados

poços injetores, e o óleo é empurrado para os poços produtores. Normalmente os poços são

distribuídos em malhas regulares, podendo ser five spot, seven spot ou nine spot.

Frequentemente os dois métodos de injeção de vapor são combinados e os poços são

produzidos por injeção cíclica antes de iniciar a injeção contínua. Quando se deseja produzir

óleos muito viscosos, a estimulação antes da injeção contínua é quase essencial para se obter

comunicação de fluxo entre os poços injetores e produtores. Em operações comerciais, a injeção

cíclica é frequentemente atrativa do ponto de vista econômico, porque permite produção rápida

de óleo, com consideráveis ROV.

A estimulação por vapor é frequentemente atrativa em curto prazo, recuperando

normalmente 15 a 20% do óleo in place de forma economicamente viável. O processo é atrativo

até o ciclo em que o óleo produzido não paga os custos de geração do vapor, ou seja, a ROV

torna-se muito baixa nestes ciclos. Um valor muitas vezes adotado pela indústria do petróleo é a

ROV 0,10. Quando atinge esse estágio é comum, em campos contendo óleo móvel, converter

esse processo de recuperação para injeção contínua de vapor.

A injeção contínua pode fornecer recuperações em torno de 50% do óleo in place.

Volumes de vapor são tradicionalmente medidos em termos de volume equivalente de água fria

(CWE).

Nem todo reservatório é candidato a receber injeção contínua de vapor, algumas

limitações de reservatório fazem com que esse processo não seja aplicado de forma adequada.

Reservatórios muito profundos são antieconômicos para estimulação convencional e injeção



contínua de vapor por causa das elevadas pressões de vapor e das correspondentes elevadas

temperaturas. As perdas de calor na linha de injeção e a quantidade de calor requerida para elevar

o reservatório para a temperatura do vapor exigem que um grande volume de vapor seja injetado.

Há um incremento nas perdas de calor pelo poço à medida que a profundidade do reservatório

aumenta. Outro fator importante é a excessiva perda de calor que ocorre do reservatório para as

camadas sub e sobrejacentes (underburden e overburden). A Figura 2.6 mostra o processo de

injeção de vapor, com as indicações de perda de calor durante todo o seu trajeto do gerador ao

reservatório.

Figura 2. 6. Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér, 2002).

Isolamento térmico pode ser usado para estender a profundidade prática máxima para a

injeção de vapor. Muitas pesquisas estão sendo realizadas na busca de aumentar o isolamento

térmico da linha de vapor, buscando que a maior quantidade de vapor e menos condensado

chegue ao reservatório.

Outro importante critério para uma injeção contínua com sucesso é que o reservatório

deve ser espesso, pelo menos 5 m de espessura, e preferivelmente mais espesso. A razão para isto

é que as perdas de calor para as camadas sub e sobrejacentes (overburden e underburden)

representam uma excessiva proporção do total de calor requerido para reservatórios pouco

espessos (Lacerda, 2000).



Normalmente, projetos de sucesso com injeção contínua de vapor estão em reservatórios

relativamente rasos e espessos – por exemplo, 300 a 600 m de profundidade e 30 m de espessura.

Estes reservatórios geralmente consistem em areias inconsolidadas ou fracamente consolidadas

com permeabilidade e porosidade razoavelmente elevadas, e alta saturação de óleo. Em alguns

casos, à medida que os campos submetidos à injeção contínua se depletam, injeta-se água para

recuperar parte do óleo remanescente. Nesta situação é ainda desejável estimular os produtores

periodicamente se a produção tender a cair com a redução da temperatura promovida pela injeção

de água.

Reservatórios muito rasos não são normalmente indicados para injeção contínua de vapor.

A razão para isso é que a pressão de vapor que pode ser utilizada deve ser mantida baixa para

evitar fraturamento da formação até a superfície. Com as limitações impostas pela pressão de

vapor, o óleo pode não se deslocar o suficiente para tornar a recuperação viável.

O uso de poços horizontais em lugar dos poços convencionais torna o uso do processo de

injeção contínua de vapor em reservatórios rasos mais prático. O maior contato do poço com o

reservatório permite que os óleos mais viscosos sejam produzidos a vazões consideráveis.

2.3.3.1. Descrição do processo da injeção contínua de vapor

À medida que o vapor se movimenta através do reservatório entre o injetor e o produtor,

cria-se diversas regiões de diferentes temperaturas e saturações de fluidos, como mostrado na

Figura 2.7. As regiões são a zona de vapor, a de condensado quente, a de condensado frio, e a

zona de fluido do reservatório. A zona de condensado quente pode ser subdividida em um banco

de água quente e banco de solvente. Embora as divisões entre as zonas não sejam claras, elas

proveem uma maneira útil de descrever os vários processos ocorridos durante a injeção contínua

de vapor.



Figura 2. 7. Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007).

Um perfil típico de temperatura para uma injeção contínua de vapor é apresentada na

Figura 2.8, onde mostra uma transição gradual da temperatura do vapor no poço de injeção para a

temperatura do reservatório no poço produtor. À medida que o vapor entra no reservatório, forma

uma zona saturada de vapor em torno do poço. Esta zona, aproximadamente à temperatura do

vapor injetado, se expande à medida que mais vapor é injetado. À frente da zona saturada de

vapor (A), o vapor se condensa em água por causa da perda de calor para a formação e forma

uma zona de condensado quente (B,C). Empurrado pela injeção contínua de vapor, o condensado

quente transporta calor à frente da frente de vapor para dentro das regiões mais frias mais

distantes do injetor. Com o tempo, o condensado perde seu calor para a formação, e sua

temperatura se reduz para a temperatura inicial do reservatório.



Figura 2. 8. Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994).

Onde:

A – Zona de vapor

B – Banco de solvente

C – Banco de Água quente

D – Banco de Óleo – Zona condensada fria

E – Zona de fluidos do reservatório

Tr – Temperatura do reservatório

Ts – Temperatura do vapor

Soi – Saturação de óleo inicial

Sor – Saturação de óleo residual

Por causa de diferentes mecanismos de deslocamento ativos em cada zona, as saturações

de óleo variam entre o injetor e o produtor (Figura 2.8). Os mecanismos ativos e a saturação

dependem principalmente das propriedades térmicas do óleo. Na zona de vapor (A), a saturação



de óleo atinge o seu mais baixo valor porque o óleo está sujeito às mais elevadas temperaturas. A

saturação residual de óleo atingida é independente da saturação inicial, mas depende da

temperatura e da composição do óleo. O óleo é movido da zona de vapor para a área de

condensado quente (B, C) por destilação (vaporização de porção de óleo) na temperatura do

vapor, criando um banco de solvente (B) de frações leves destiladas exatamente à frente da frente

de vapor. Gás é também removido do óleo nessa região.

Na zona de condensado quente, o banco de solvente (B) gerado pela zona de vapor extrai

óleo adicional da formação para formar uma fase óleo de deslocamento miscível. As altas

temperaturas nesta zona reduzem a viscosidade do óleo e o expandem para produzir saturações

mais baixas que aquelas encontradas em uma injeção convencional de água.

O óleo mobilizado é empurrado à frente pelo avanço das frentes de vapor (A) e da água

quente (C). Ao mesmo tempo em que o vapor injetado se condensa e se resfria para a

temperatura do reservatório (na zona de condensado frio), um banco de óleo (D) se forma. Assim,

a saturação de óleo nesta zona é realmente mais elevada que a saturação inicial de óleo. O

deslocamento aqui é representativo de uma injeção de água. Finalmente, na zona de fluido do

reservatório (E), a temperatura e a saturação se aproximam das condições iniciais.

2.3.3.2. Mecanismos de produção

Das regiões previamente discutidas, muitos mecanismos de recuperação estão

funcionando, todos com diferentes grau de importância. O mecanismo dominante em qualquer

injeção contínua de vapor depende do tipo de óleo. Por exemplo, a redução da viscosidade pode

ser o mecanismo mais importante na recuperação de óleos pesados, ao passo que a destilação por

vapor e a remoção do gás por arraste (gas stripping) podem contribuir mais para recuperar óleos

mais leves.

Os principais mecanismos para a recuperação de óleo por injeção contínua de vapor em

óleos pesados são:



� Redução da viscosidade � Expansão térmica � Destilação do vapor � Gás em solução � Miscível

Cada mecanismo é discutido separadamente nas próximas sessões.

2.3.3.2.1. Redução da viscosidade

O decréscimo na viscosidade do óleo (µo) com o incremento da temperatura é o mecanismo mais importante para recuperação de óleos pesados. À medida que a temperatura do

reservatório aumenta durante a injeção de vapor, a viscosidade do óleo decresce como visto na

Figura 2.4. A viscosidade da água (µw) também decresce, mas em um grau menor. O objetivo principal do incremento da temperatura é melhorar a razão de mobilidade:

� � �� .�� .�� (Equação 2.2)

onde �� são as permeabilidades efetivas à água e ao óleo, respectivamente.

Com óleos de mais baixa viscosidade, as eficiências de deslocamento e de varrido areal

são melhoradas. Assim, uma injeção de vapor recuperará mais óleo pesado que uma injeção

convencional de água porque, a elevadas temperaturas, o óleo pesado se comporta como um óleo

leve.

A mudança na viscosidade do óleo com a temperatura é normalmente reversível. Em

outras palavras, quando a temperatura decresce novamente, a viscosidade do óleo reverte

aproximadamente para o seu valor original.

Esta reversibilidade da mudança de viscosidade com a temperatura pode ser a causa da

formação do banco de óleo. Quando uma frente de vapor se move através de um reservatório, a



temperatura imediatamente à frente da frente de vapor aumenta, dessa forma reduzindo a

viscosidade do óleo. O óleo é prontamente deslocado dessa região de alta temperatura para uma

área onde a temperatura pode ser consideravelmente mais baixa. Nessa região de baixa

temperatura, a viscosidade do óleo aumenta novamente, assim retardando seu fluxo e,

consequentemente, uma grande quantidade de óleo se acumula como um banco. Este banco,

frequentemente observado na injeção contínua de vapor em reservatórios de óleos pesados, é

responsável pelas altas vazões de produção de óleo e baixa RAO (razão água/óleo) justamente

antes ou no tempo de breakthrough.

Há também outros efeitos que promovem a mobilidade do óleo. O primeiro destes efeitos

é devido ao melhoramento da razão de viscosidade óleo/águ

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tese de doutorado - defesa · 2019. 1. 30. · Este trabalho corresponde à tese de doutorado apresentado ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo da