3-metodosrecuperacao

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2010

Reservatórios e Avaliação de

Formações

Prof. José Pedro Moura dos

Santos

MBA – Executivo em Petróleo e Gás

FUNCEFET – 2010

1



2010

MÉTODOS CONVENCIONAIS DERECUPERAÇÃO

2



2010

CONCEITOS BÁSICOS E DEFINIÇÕES

• Recuperação Primária.

• Recuperação Secundária ou Suplementar.

• Recuperação Terciária.

• Métodos de EOR (“Enhanced Oil Recovery”) e IOR

(“Improved Oil Recovery”).

• Métodos Convencionais e Não Convencionais (Especiais)de Recuperação (Secundária).

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2010

Definições Usadas Neste Curso

• Métodos Convencionais de Recuperação. Injeção de Água. Injeção de Gás (Hidrocarboneto) Imiscível.

• Métodos Não Convencionais (Especiais) de Recuperação.

Injeção de Gás (Hidrocarboneto) Miscível. Injeção de Nitrogênio. Injeção de CO2. Injeção de Polímeros. Injeção de Vapor.

Combustão “in-situ”. Métodos Microbiológicos. Poços Especiais (Horizontais, Multilaterais, Multifraturados

etc.) Etc.

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2010

Métodos Convencionais de Recuperação

• Injeção de Água.

• Injeção de Gás (Hidrocarboneto) Imiscível.

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2010

Projetos de Injeção de Fluidos –

Conceitos Básicos

Eficiência de Varrido: Fração do reservatório invadida pelo fluidoinjetado. É função da heterogeneidade, da posição dos poçosinjetores e produtores (tipo de malha), do tipo de poço usado(vertical, horizontal etc), do tipo de fluido injetado e do volumeinjetado.

Malha de Injeção: Reservatórios de grande extensão areal egeologicamente bem comportados são normalmente explotadosatravés de uma malha regular (injection pattern). Neste caso amodelagem (estudo) é feita para um elemento unitário e

extrapolada para o restante do reservatório.

Breakthrough (erupção): Chegada do fluido injetado no poçoprodutor.

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2010

Injeção de Água

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2010

Injeção de ÁguaCaracterísticas Principais

• Método de recuperação mais utilizado e com maior contribuiçãopara a produção e a recuperação de óleo no mundo.

• Iniciou-se de forma acidental em 1865.

• Utilização abrangente só a partir da década de 40.

• Método simples e eficiente.

• Contribui hoje com mais de 50 % da produção (dados dos

EUA).

• Sucesso depende de avaliação correta do sistema rocha-fluido ede vários outros fatores, como taxa de injeção etc.

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2010

Injeção de Água

As principais razões do sucesso e da larga utilização deste processo de

recuperação de óleo são:

• Disponibilidade de água em abundância

• Baixo custo em comparação com a injeção de

outros fluidos

• Facilidade de injeção de água na formação

• Alta eficiência com que a água desloca o óleo

• Tecnologia bem conhecida

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2010

Injeção de ÁguaCaracterísticas Principais

Fases:

• Definição do projeto.• Previsão da curva de produção de fluidos.• Cálculo das reservas.• Avaliação técnica e econômica (EVTE).• Perfuração dos poços.•

Construção das linhas, estações e plataformas.• Implementação e operação do projeto.• Avaliação do desempenho do projeto.

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2010

Tipos de InjeçãoPeriférica ou na Zona de Óleo (“infill”)

Periférica: Normalmente utiliza poços perfurados no aqüífero,próximos ao contato óleo-água, e procura utilizar a força dagravidade para obter um deslocamento mais eficiente.

Desvantagem: A pressão no topo do reservatório demora a sentir os

efeitos da injeção. Portanto, um projeto de injeção periférica podenão ser o mais lucrativo, já que a recuperação é alta mas se processade forma lenta.

Vantagem: Normalmente propicia uma recuperação eficiente.

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2010

Injeção Periférica

Injeção

Produção

óleo

óleo

injeção injeçãoprodução

água

água

X

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2010

Injeção na Base (Similar à Periférica)

X X

óleo

água

injeçãoprodução

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2010

Injeção Periférica

Início do Projeto Final do Projeto

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2010

Injeção na Zona de Óleo

Regular: Poços alinhados em um determinado padrão.

Irregular: Sem padrão definido.

Tipos de Malhas de Injeção

Geralmente é usada em reservatórios sem aqüífero, comaqüífero pouco atuante ou que necessitem de uma rápidarepressurização. Pode ser classificada em dois tipos, de

acordo com a configuração de injeção/produção adotada.

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2010

Malha de Injeção Irregular

• Sem padrão bem definido de localização dos poçosinjetores.

• Uso para reservatórios compartimentados por falhas.

• Falhas podem ser selantes, logo cada bloco tem que terinjeção.

•

Posição dos poços se adapta ao modelo geológico.

• Poços preferencialmente localizados nos baixosestruturais.

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2010

Malha de Injeção Irregular

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2010

Malha de Injeção Regular

• Poços produtores e injetores alinhados segundo umpadrão.

• Bastante utilizada em reservatórios com boacontinuidade lateral e com baixo mergulho estrutural.

• Existem várias configurações possíveis.

• Cada configuração possui diferente relação entre onúmero de poços produtores e injetores.

• Permite modelagem simplificada por elemento unitário.

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2010

Malhas de Injeção

Direta P/I = 1 Alternada P/I = 1a) Em linha

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2010

Malhas de Injeção

b) Five-spot P/I = 1

20



2010

Malhas de Injeção

c) Seven-spot P/I = 2

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2010

Malhas de Injeção

c) Nine-spot P/I = 3

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2010

Fatores a Serem Considerados naImplantação de Projetos de Injeção de

Água (1)

Qualidade da Água de Injeção:

A água não deve ser corrosiva ( baixo teor de O2 e CO2).

Deve ser compatível com a água da formação, isto é, não

formar compostos químicos que se depositem.

Deve possuir baixo teor de sólidos em suspensão para nãoobstruir as gargantas dos poros.

Deve ser inerte com a rocha reservatório (Ex. Água doce napresença de argilas expansíveis pode provocar hidratação(fenômeno de inchamento) e danificar o reservatório).

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2010

Captação da Água de Injeção:

Água de reservatórios mais rasos ou, preferencialmente,mais profundos (água salgada, evitando-se o uso de água

doce).

Água de rios (tendência é de se evitar este tipo decaptação).

Água do mar.

Água produzida.


Água (2)

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2010

Descarte da Água Produzida:

No meio ambiente (mar, irrigação etc).

Em um reservatório (produtor ou não).

Em um aqüífero de água salgada.

Fornecimento para terceiros

Reuso (vapor, potável, industrial)


Água (3)

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2010


Água (4)

Eficiência do projeto depende da(o):

Geometria e continuidade dos reservatórios.

Inclinação das camadas.

Heterogeneidade do reservatório.

Existência de fraturas.

Razão de mobilidades (M).Tipo de malha de injeção utilizada.

Volume injetado.

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2010


Água(5)

Vazões de Injeção:

Eficiência do projeto depende da injetividade.

Os volumes injetados são função do II (Índice deInjetividade).

Deve-se analisar o comportamento de injetor no aqüíferoversus injetor na zona de óleo.

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2010

Objetivo do Projeto:

Acompanhamento do Projeto (1)

Repressurizar o reservatório.

Volumes necessários: Cálculo a partir dos vazios geradosno reservatório.

qwi Bw > qoBo + qw Bw + qo (RGO Rs) Bg

Enchimento (“Fill -up” ): Na prática não se verifica umaumento imediato da produção, já que a compressibilidadedo sistema é alta devida à existência de Sg (saturação degás) no reservatório.

À medida que a água é injetada, o gás tende a voltar aentrar em solução no óleo ou ser produzido. O período emque todo o gás livre é produzido ou volta a estar em soluçãono óleo é chamado de tempo de “ fill-up” (enchimento).

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2010


Início I.A.Tempo

Óleo Primário Óleo Secundário Água

Vazão Total

29



2010

0.1

1

10

100

0.0 2000.0 4000.0 6000.0 8000.0 10000.0 12000.0

Np (mil m3)

R a z ã o

Á g

u a - Ó l e o

log RAO


30



2010

Exemplo: Um reservatório é submetido à injeção de água e oengenheiro que gerencia o campo desconfia que a injeção não está

sendo suficiente para repressurizar o reservatório. Confirme se isto defato pode estar ocorrendo e, se for verdade, calcule quanto seria ovolume de água adicional que deveria ser captado para, pelo menos,manter a pressão constante.

Dados: qo =1.200 m3

/d; qg = 300 mil m3

/d; qw = 200 m3

/d;qwi = 2.000 m3 /d; Bo = 1,340; Bg = 0,004; Bw = 1,10Rs = 130 m3 / m3

Solução:qwi Bw > qoBo + qw Bw + qo (RGO Rs) Bg

2.000 1,10 > 1200 1,340 + 200 1,10 + 1.200 [(300.000/1.200) 130] 0,0042.200 > 2.404 Não é verdadeiro. Logo, a pressão deve estar

caindo.2.200 + qwiBw = 2.404 qwi =185m3 /d

31



2010

Projetos Offshore (1)

Em projetos offshore a estratégia de produção é diferente damostrada no gráfico anterior devido à necessidade de:

Amortizar os altos investimentos envolvidos. Prever com antecipação as necessidades de espaço e deequipamentos na plataforma de produção.

Assim, em geral os projetos de injeção de água são implantadospraticamente no início da vida produtiva do campo.

Existem diferentes opções para a perfuração dos poços:

Forma seqüencial a partir da instalação da plataforma. Poços perfurados antes da instalação da plataforma.

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2010

Projetos Offshore (2)

Vazão de óleo Vazão de óleo

tempo tempo

Perfuração (interligação) versus instalação daplataforma:

depois antes

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2010

A eficiência de um projeto de recuperação de petróleo queinjete fluidos no reservatório pode ser expressa pelo produtode cinco parcelas diferentes:

ER = EA . EVV . Ec . ED . EM

onde:EA ou ES - Eficiência de Varrido Areal ou Horizontal

Evv - Eficiência de Varrido Vertical

Ec - Eficiência de Contato (Fator de Contato)ED - Eficiência de Deslocamento

EM - Eficiência de Mobilização

Eficiência de Recuperação (ER)

34



2010

Frentes de avanço de água injetada

Nas linhas de fluxo Nas camadas

EA Evv

35



2010

Eficiência de Varrido Areal

A eficiência de varrido areal ou horizontal (EA) representa afração da área do reservatório que é invadida pelo fluidoinjetado, e depende da(o):

•

Tipo de malha de injeção.• Tipo de poço (vertical, horizontal etc.)

• Heterogeneidade areal.

• Volume de fluido injetado.

• Razão de mobilidades (M) entre os fluidos deslocante edeslocado.

36



2010

Ilustração da Eficiência de Varrido Areal

Evolução da área invadida em uma malha em linha direta

37



2010

Eficiência de Varrido Areal

Quanto menor o valor de M, mais eficiente é o projeto. Diz-se que uma razão de mobilidades é favorável quando M < 1.

wor

owr

oor

wwr

oo

ww

o

w

μk

μk

/ μkk

/ μkk

/ μk

/ μk

λ

λM

A facilidade com que um fluido escoa no meio poroso éexpressa por sua mobilidade (): f = kf/f. Por exemplo,para um projeto de injeção de água: w = kw/w e o= ko/ o. Assim, a razão de mobilidades é definida por:

38



2010

Efeito da Razão de Mobilidades sobre aEficiência de Varrido Areal

39



2010

Determinação da Eficiência de Varrido Areal

Para reservatórios homogêneos a eficiência de varrido arealpode ser estimada através de experimentos de laboratórioou de dados de experimentos disponíveis na literatura.Normalmente esses resultados de experimentos sãotabulados ou apresentados em gráficos, utilizando-sevariáveis adimensionais.Essa adimensionalização normalmente é feita dividindo-seos volumes injetados e produzidos pelo volume porosodeslocável com hidrocarbonetos, ou simplesmente, volume

deslocável (VDL), definido como:

VDL = Vp (1 Swc Sor Sgr)

40



2010


Define-se então VDLinj como sendo o número de volumesdeslocáveis injetados, ou seja:

VDLinj = Vinj/VDL,

onde Vinj é o volume de fluido injetado, medido em condições

de reservatório.Assim,

VDLinj = Vinj/[Vp (1 Swc Sor Sgr)]

A figura seguinte mostra um exemplo de gráfico disponívelna literatura para a estimativa da eficiência de varridoareal.

41

d Ef ê d d l



2010


Eficiência de varrido horizontal - Malha“five-spot”. Caudle, B. H.,Fundamentals of Reservoir Engineering, Copyright 1968, SPE-AIME.

42



2010

Eficiência de Varrido Vertical

A eficiência de varrido vertical (Evv ) é a fração da seçãovertical que é invadida pelo fluido injetado e depende da(o):

• heterogeneidade vertical (isto é, existência e arranjode camadas de diferentes permeabilidades).

• inclinação ou mergulho (“dip”) das camadas.

• diferença entre as densidades dos fluidos deslocante edeslocado (efeito gravitacional).

• razão entre as permeabilidades vertical e horizontal.

• razão de mobilidades.

• volume de fluido injetado.

43



2010

Ilustração da Eficiência de Varrido Vertical

44



2010

Determinação da Eficiência de VarridoVertical

A eficiência de varrido vertical pode ser estimadaatravés de métodos analíticos ou de gráficosdisponíveis na literatura. Os mais comuns são:

• Modelo de Kelton-Stiles (mobilidade unitária)

• Modelo de Dykstra-Parsons (mobilidade

diferente de 1)

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2010

Eficiência de Varrido Volumétrica

A eficiência de varrido volumétrica (Ev ) é o produto daseficiências de varrido areal e vertical:

Ev = EA Evv

A figura abaixo ilustra a composição das duas eficiências de

varrido, resultando na eficiência de varrido volumétrica.

46



2010

Eficiência de Contato (Fator deContato)

A

Eficiência devarrido horizontal

Óleo residual

Eficiência de deslocamento

Fator decontato

A

B

B

ÓleoÁgua

ÓleoÓleo

47

Ef ê d



2010

Eficiência de Contato

0 fator de contato é a fração do volume varridoque foi atingida ou contatada pelo fluido injetado(conforme pode ser visto na figura anterior).Esta falta de contato pode ser devida a falhas,

lentes, barreiras de folhelhos, variações depermeabilidade ou outras heterogeneidades dosreservatórios.Para uma areia limpa e homogênea o fator decontato pode chegar a 100%. Valores entre 75 e90% são considerados razoáveis.

48

Efi iê i d M bili ã



2010

Eficiência de Mobilização

É definida como sendo a máxima fração do óleo “in place”,existente no início de um processo de recuperação qualquer p , que pode ser recuperada ao final da aplicação dessemesmo processo.

O principal fator determinante desta eficiência é asaturação de óleo residual para um determinado processo p

(Sorp ). Portanto, a eficiência de mobilização depende do tipode processo de recuperação empregado, ou seja, da

capacidade de um dado processo “mobilizar” uma maiorsaturação de óleo. Será então diferente para diferentesprocesso de recuperação, como injeção de água, injeção degás, injeção de vapor, etc).

49

Efi iê i d M bili ã



2010

Eficiência de Mobilização

A eficiência de mobilização pode ser definidamatematicamente como:

oi

oi

of

or

oi

oi

M

BS

B

S

B

S

E

p

oi

or oi

M S

SS E

p

Admitindo que a pressão permaneça aproximadamenteconstante durante o projeto, Bof = Boi. Portanto:

50

Efi iê i d D l (E )



2010

Eficiência de Deslocamento (ED)

É a fração do óleo móvel deslocada na zona varrida(invadida) pelo fluido injetado. Essa eficiência depende oupode depender da(o)(s):

• Razão de mobilidades.

•

Volumes injetados.• Viscosidades dos fluidos.

• Permeabilidades absoluta e relativas.

• Efeitos capilares.

• Inclinação das camadas.

• Efeitos gravitacionais (densidades dos fluidos).

• Vazão de injeção.51

Efi iê i d D l t



2010

Eficiência de Deslocamento

A eficiência de deslocamento pode ser definidamatematicamente por:

p p or oi

or oi

or oi

of oi D

SS

SS

SS

SS E

onde é a saturação de óleo final naregião invadida, ou seja, a saturação de óleoresidual média na região invadida pelo fluidoinjetado.

or of SS

52

Il t ã d Efi iê i d



2010

Ilustração da Eficiência deDeslocamento

A

Eficiência devarrido horizontal

Óleo residual

Eficiência de deslocamento

Fator decontato

AB

B

ÓleoÁgua

ÓleoÓleo

53



2010

Cálculo da Eficiência de Recuperação

A eficiência de recuperação ER pode ser calculadapor:

D M v c D M vv A c R E E E E E E E E E E

Usando as definições anteriores:

p or oi

or oi

oi

p or oiv c R

SS

SS

S

SS E E E

oi

or oiv c R

S

SS E E E

54



2010

Fator de Recuperação

Mas, multiplicando e dividindo por Vp/Boi:

FR N

N

BSV

BV SS E E E

p

oi oi p

oi p or oiv c R

/

/ )(

Portanto, a eficiência de recuperação é o fatorde recuperação de um reservatório ou de um

campo de petróleo.

55



2010

Cálculo do Volume Produzido(Recuperado)

A produção acumulada ou recuperação pode serobtida da expressão:

oi

or oiv c R pS

SS E E N NE N )(

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Ex mpl



2010

Exemplo

Um reservatório de óleo será submetido a um projeto de injeção de água evocê necessita fazer uma estimativa expedita da recuperação para passarao seu gerente imediato. Os únicos dados disponíveis são:

• FR primário = 5 %

• Malha: five-spot

• Grau de heterogeneidade vertical praticamente nulo

• Reservatório pouco espesso

•

N = 100 MM m

3

std • Sor = 30% Swc = 20 % krw = 0,35 kro = 0,7 o = 10 cp w = 1 cp Bo

= 1,2

57

Exemplo



2010

Exemplo

Considere que o projeto terminará quando 0,9 VDL (volume porosodeslocável) for injetado, que a injeção de água manterá constante apressão do reservatório e que a eficiência de deslocamento (ED) podeatingir 80%. Calcule a eficiência de recuperação (fator de recuperaçãoadicional) e o volume de óleo adicional possível de ser recuperado.

58

Solução do Exemplo



2010

Solução do Exemplo

M = (0,35/1) / (0,7/10) = 5,0

EA = 0,70 (gráfico)

Ev = Ec = 1,00 (reservatório homogêneo e pouco espesso)ED = 0,80 (dada)

EM = (0,80 0,3)/0,80 = 0,625

ER = FR = 0,70 1,00 1,00 0,80 0,625 = 0,35Np = N FR = 100 106 0,35 = 35 106 m3 std

59

Métodos Não Convencionais de Recuperação



2010

Métodos Não Convencionais de Recuperação

Por que usar IOR ( Improved Oil Recovery)?

60

IOR D fi i õ I i i i



2010

• Recuperação Primária ( Primary Recovery)

Recuperação de óleo por mecanismos naturais: gás em solução,influxo de água, capa de gás, segregação gravitacional.

• Recuperação Secundária (Secondary Recovery)

Injeção de um fluido (água e/ou gás), cujas funções primáriassão manter a pressão do reservatório e deslocar o óleo emdireção aos poços produtores.

• Recuperação Terciária (Tertiary Recovery)

Diversos processos ou injeção de outros fluidos que não água ougás com o objetivo de recuperar óleo adicional.

IOR: Definições Iniciais

61



2010

• EOR ( Enhanced Oil Recovery) ~ Métodos Especiais de Recuperação~ Recuperação Terciária

São termos usados indistintamente. EOR foi o termo foi usadopelo SPE nas décadas de 60 a 80, compreendendo processos derecuperação aplicados em escala de reservatório.

• IOR ( Improved Oil Recovery) ~ Recuperação Avançada de PetróleoEste termo passou a ser usado na década de 90 pelo SPE, para“revitalizar” a atividade, desgastada pelo baixo preço do petróleo,que a inviabilizava, e por alguns fracassos técnicos, causados

muitas vezes por “early breakthrough”.Compreende: EOR + injeção de água + injeção de gás +caracterização de reservatórios + tratamentos em escala de poço(“wellbore vicinity”).

IOR: Definições Iniciais

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Métodos de IOR



2010

• Métodos especiais tradicionais:• Térmicos: Injeção de Vapor e Combustão In Situ.

• Químicos: Injeção de polímeros, tensoativos e fluidos alcalinos.• Solventes: Injeção de CO2 (miscível ou imiscível), nitrogênio, gásde combustão (“flue gas”) e hidrocarbonetos.

• WAG (Water Alternating Gas)( Injeção alternada de água e gás):frentes sucessivas de água e gás ou água e CO2.

• Métodos não-convencionais ou avançados:• Aquecimento eletromagnético• Vibração mecânica•

Microbiológicos• Tratamentos em escala de poço

• Correção de perfis de injetividade/produtividade de poçosatravés da injeção de géis, polímeros e produtos microbiológicos.

Métodos de IOR

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Fases na Vida de um Campo de Petróleo



2010

Desenvolvimento

tempo

Vazão

Fases na Vida de um Campo de Petróleo

Exploração Delimit./Avaliação

Manutenção Declínio

abandonoDescobertaDeclaração deComercialidade

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2010

Recuperação Primária

Qw

Qo

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2010

Recuperação Primária e Secundária

Qw

Qo

66



2010

O que se ganha com o IOR?

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Efeito das Forças Capilares na Recuperação



2010

Efeito das Forças Capilares na Recuperação

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Efeito da Temperatura na Viscosidade de Óleos



2010

Efeito da Temperatura na Viscosidade de Óleos

69



2010

O deslocamento miscível é um processo em que não existe uma interfaceseparando o fluido deslocante do deslocado. Em um processo miscívelexistem vários mecanismos que melhoram a recuperação, tais como:

- redução de tensão interfacial e forças capilares,

- vaporização dos componentes leves do óleo,

- inchamento do óleo,

- redução da viscosidade,

- alteração da molhabilidade da rocha.

Os processos miscíveis podem ser divididos em injeção de HCs leves ou de

outros gases como dióxido de carbono ou nitrogênio. Existem trêsprocessos de injeção de HCs:

- injeção de banco de GLP,

- injeção de gás enriquecido,

- injeção de gás seco a alta pressão.

MÉTODOS MISCÍVEIS:

70

é i í i



2010

• Injeção de Banco de GLP

•Mecanismo: Qualquer hidrocarboneto líquido, como nafta,querosene ou gasolina, é miscível com um óleo de reservatório típico.Os gases liquefeitos de petróleo (GLP) também são miscíveis aoprimeiro contato. O processo consiste em se injetar um banco deGLP (C2 + C3 + C4) de composição apropriada, seguido de gás seco.

A pressão necessária para o processo dependerá da curva críticaGLP - gás seco.• Aplicação: É necessário operar acima da pressão de miscibilidade;profundidade máxima limitada pela temperatura; viscosidade menorque 5 a 10 cp; formações pouco espessas; permeabilidade menor que50 md.• Vantagens: Processo desloca essencialmente todo o óleo residual quecontata• Desvantagens: eficiências de varrido baixas; banco se dispersa aolongo do reservatório podendo perder a miscibilidade;dimensionamento difícil; segregação gravitacional; custo.

Métodos Miscíveis de Recuperação

71



2010

Óleo residual

Água conata

Frente miscível entre oGLP e o óleo

Frente miscível entre ogás e o GLP

Á g u a

• Representação esquemática da injeção de banco de GLP. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J.

R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Feb. 1976, Copyright Ó 1976, com permissão de SPE-AIME

72

Mé d Mi í i d R ã



2010

• Injeção de gás enriquecido•Mecanismo: Semelhante ao processo do banco de GLP quanto aoobjetivo de se obter um deslocamento miscível do óleo doreservatório. Miscibilidade é obtida após múltiplos contatos. Gásenriquecido tem C2 a C6. Em geral se injeta um banco de 20 a 30%

do Vporoso, seguido de gás seco.• Aplicação: Processo indicado para deslocamento de óleos contendopequenas quantidades de intermediários, a pressões moderadamentealtas. Óleos de graus API mais altos são os preferidos para se obtermiscibilidade a pressões razoáveis.• Vantagens: Eficiência de deslocamento de 100%; flexibilidade e émais barato que o banco de GLP.• Desvantagens: eficiências de varrido e areal são baixas; custo.


73



2010

Óleo residual

Zona miscível formada por óleoenriquecido com aC C 2 6

Água provenienteda injeção B

a n c

o

d e g á s

e n r i q u e c i d o

Gás pobre

Água conata

B a n c

o

d e

ó l e o

•Injeção de gás enriquecido. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of TertiaryOil Recovery, Pet. Engineer , Mar. 1976, Copyright 1976, com permissão de SPE-AIME.

74

Mét d Mi í i d R ã



2010

• Injeção de gás seco a alta pressão•Mecanismo: o gás seco não é miscível ao primeiro contato com ofluido do reservatório. O gás vai enriquecendo à medida que entraem contato com o óleo. Este gás irá atingir a composição crítica, apartir deste ponto torna-se miscível com o óleo existente na

formação.• Aplicação: acima da pressão de saturação; pressão entre 3000 e6000 psi por problemas operacionais; óleo com grau API maior que40; reservatórios pouco espessos.• Vantagens: Eficiência de deslocamento de 100%; dos processos com

HC é o mais barato e o que apresenta razão de mobilidade maisbaixa; frente regenerável; gás produzido pode ser reinjetado.• Desvantagens: eficiências de varrido vertical e areal são baixas;custo de compressão é alto, tanto pela quantidade quanto pelo nívelde pressão a ser atingido.


75



2010

Condições de aplicabilidade

Gás seco

Gásenriquecido

GLP

Pressão (psi) > 3000 > 1500 > 1000

Densidade(API)

> 40 > 20 > 20

(cp) < 2 < 2 < 5

Mergulho

estrutural

> 5o > 5o > 5o

Formação Homogênea

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2010

• Injeção de Gás Carbônico (CO2)•Mecanismo: Pode ser usado em óleo de C2 a C30 em contrapartida ao gáspobre que necessita óleo rico em C2 a C6. O CO2 não é miscível ao primeirocontato com o óleo do reservatórioO CO2, mesmo quando injetado abaixo da pressão mínima de miscibilidade(CO2 miscível) causa um inchamento de até 20% no óleo e reduz suaviscosidade.• Aplicação: óleos com API > 25; pressão entre 1500 e 6000 psi; reservatóriosnecessitam profundidade compatível com pressão necessária.• Vantagens: inchamento; aumento de volume; maior número dereservatórios passíveis de utilização; comportamento de reservatóriovolumétrico; pressões baixas para trabalho; CO

2não causa dano, não

explode; não queima.• Desvantagens: Custos; disponibilidade de fluidos para injetar; baixaeficiência volumétrica.


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2010

• Injeção de Gás Carbônico (CO2)•Desvantagens: um dos grandes problemas da injeção é a formação de ácidocarbônico. Aços normais sofrem sérios danos muito cedo. Equipamentosdevem ser feitos com aços especiais.• Critérios de aplicação de CO2 :

• espessura – fino a moderado;• litologia – arenitos e carbonatos;• profundidade – maior que 2300 m• saturação de óleo maior que 25%• fluxo água – nenhum a fraco• permeabilidade maior que 5 mD• pressão maior que 1500 psi• densidade maior que 25 API• viscosidade menor que 10 cp


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Introdução• Preocupam-se com o fluido do reservatório e aquecer o reservatório.

• Podemos injetar fluidos quentes (água quente e vapor) oucombustão in situ (calor gerado no reservatório).

• Aspectos responsáveis pela recuperação

• redução da viscosidade do óleo – maiores em óleos de mais baixoAPI

• aumento de volume (10 a 20%) – este aumento se consegue comvapor pois com água quente a quantidade de calor que setransfere ao fluido é muito menor.

• destilação do óleo• extração por solvente

Métodos Térmicos de Recuperação

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Introdução• Injeta-se água quente quando não se pode injetar vapor

• se a formação possui argilas hidratáveis não se pode injetarvapor

• em grandes profundidades teremos grandes pressões, tanto fazutilizar água ou vapor, mas os equipamentos de superfície sãomuito diferentes

• Necessitamos de grandes volumes de água para elevar atemperatura até o valor desejado.

• Vapor a alta pressões e temperaturas exige condições de segurança

mais rígidas• custo de treinamento deve ser levado em conta

• Injeção de vapor em poços não preparados para tal pode serproblemática


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2010

Injeção de vapor

• A injeção de vapor é o método especial mais amplamenteutilizado e provado comercialmente. Vários mecanismos atuamno processo, influenciando na recuperação:

•- redução de viscosidade,•- expansão térmica do óleo e destilação por aquecimento,

•- modificação das propriedades da rocha.

•

O vapor pode ser aplicado no reservatório de duas maneiras :injeção cíclica e injeção contínua.


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2010

Injeção de vapor

• Injeção cíclica: processo mais de estimulação do que derecuperação, e consiste em injetar vapor em um poço poralguns dias, fechá-lo para haver troca de calor com a formação

e colocar o poço em produção por alguns meses até que avazão decline e haja necessidade de outro ciclo. Este processo éaplicável a óleos de alta viscosidade, e é particularmenteeficiente em reservatórios inclinados onde existe possibilidadede segregação gravitacional.


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MÉTODOS TÉRMICOS INJEÇÃO DE VAPOR



2010

Injeção continua: é semelhante à

injeção convencional de água,havendo injeção de vapor em um oumais poços e produção por outros.Em petróleos pesados, a principalação será a redução da mo. Emóleos mais leves podem predominar

os efeitos de destilação e extração desolventes, o que pode levar à altasrecuperações.

Um dos parâmetros importantes nainjeção de vapor é a perda de calor,

que podeocorrer em três locais:- nas instalações de superfície,- no poço,- no reservatório, para as formaçõesadjacentes.

MÉTODOS TÉRMICOS: INJEÇÃO DE VAPOR

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2010

Perda de calor significa redução da efetividade do método e portanto:

- na superfície: faz-se o isolamento térmico das linhas,- no poço: são usados obturadores (packers) térmicos.- no reservatório: as perdas são função do h da camada e do tempo de

injeção.Reservatórios espessos e de alta K favorecem o processo

Devido às perdas no poço, atualmente a aplicação de injeção de vaporestá limitada a profundidades menores que 1000 m, porem encontram-seem andamento pesquisas para aumentar sua aplicabilidade, com

utilização de geradores de vapor de fundo ou tubulações de injeção(tubings) isolados.


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2010

Os principais problemas associados à injeção de. vapor são:- produção de areia,- problemas de cimentação dos poços,

-exigências de pessoal qualificado para manuseio dosequipamentos.- Segregação gravitacional em injeção contínua;- perda de calor em ambientes offshore ou em reservatóriosprofundos;- logística em ambientes offshore.


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2010

COMBUSTÃO IN SITU

Na combustão in-situ o calor é gerado dentro da jazida pela queima departe do petróleo através da injeção de ar.

Quando a frente de fogo se desloca na mesma direção do ar injetado, oprocesso é chamado de combustão direta e quando a frente se deslocaem sentido contrário ao ar, é chamado de combustão reversa.

Combustão reversa: idealizado para petróleos ultraviscosos e não temdado bons resultados na prática e não será tratada aqui.

MÉTODOS TÉRMICOS: COMBUSTÃO IN SITU

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Combustão direta: o processo se inicia pela ignição no poçoinjetor. Dependendo das características do óleo e datemperatura do reservatório, poderá haver ignição

espontânea somente com a injeção do ar. No início dainjeção, existem reações de oxidação exotérmicas que vãoaumentando a temperatura do reservatório nas imediaçõesdo poço injetor ate que seja atingida a temperatura deignição, na qual o processo realmente se inicia.


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MÉTODOS TÉRMICOS Ã



2010

Em petróleos menos reativos, normalmente se utilizam aquecedores defundo elétricos ou a gás que pré-aquecem o ar injetado à temperaturade ignição.Uma vez iniciado o processo, pode-se distinguir algumas zonas, comcaracterísticas de temperatura e saturações diferentes.A primeira é a zona queimada, onde existe ar que é aquecido até que

atinja a frente de queima. A alta temperatura da frente de queimacarboniza o óleo adiante, formando o coque que é depositado na areiae será usado como combustível do processo. As temperaturas da frentede queima podem atingir de 400 a 700o C.A seguir, tem-se uma zona onde a temperatura é suficiente paravaporizar a água intersticial e aquecer e vaporizar os hidrocarbonetosna zona de vapor.Depois, existe uma zona de resfriamento onde o calor é transferidopara o óleo, reduzindo sua viscosidade. Mais adiante, é atingida atemperatura original do reservatório.


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2010


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2010

Com isso tem-se os mecanismos de deslocamento miscível (pelos HCsvaporizados), mecanismo de vapor, mecanismo de deslocamento porgás e mecanismo térmico através da condução e convecção de calorpelas rochas e fluidos adjacentes.

Neste processo, que é chamado de combustão seca, existe uma grandeporção doreservatório aquecido atrás da frente de queima devido ao baixo podercalorífico do ar injetado.


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MÉTODOS TÉRMICOS: Ã



2010

Com o objetivo de levar este calor para jusante da frente de queima, eaquecer mais o óleo a ser produzido surgiu a idéia de se injetar águasimultaneamente com o ar.

Desta forma, temos o processo de combustão úmida em que se injetaágua que esfriará o reservatório até um certo ponto onde se atinge atemperatura de vaporização da água. Então é formado um banco devapor a montante da frente de queima, até que toda a água évaporizada e uma região de vapor super aquecido até a frente dequeima é gerada.


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MÉTODOS TÉRMICOS: Ã



2010

A relação água/ar injetado deve ser tal que a velocidade da frente de

vaporização (Vc ) seja um pouco inferior a velocidade da frente de queima(Vb ).

Se aumentarmos a razão água/ar injetado, de tal maneira que avelocidade da frente de vaporização (Vc ) exceda a velocidade da frentede queima (Vb ), o processo se transforma em combustão parcialmente

extinta onde a zona de alta temperatura desaparece.

O oxigênio não reage completamente e a zona de reação é expandida.Dessa maneira um anel de vapor percorre o reservatório varrendo o óleoem direção aos poços produtores.

Os principais problemas relacionados com o método de combustão são:- a ignição que pode ser difícil,- corrosão dos poços produtores,- produção de emulsões, etc.


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Mét d Té i d R ã



2010

Injeção de água quente• Indicação: Formações sensíveis à água doce e aquelas com altaspressões, onde a temperatura de vapor seria excessiva.

• Mecanismo: Redução da viscosidade por fornecimento de calor aoreservatório.

• Obstáculos à utilização: normalmente menos aplicável que injeçãode vapor.


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MÉTODOS QUÍMICOS:



2010

INJEÇÃO DE SOLUÇÕES DE TENSOATIVOS

A injeção de tensoativos tem sido considerada como um dos maispromissores métodos de recuperação de petróleo por apresentar algumasvantagens técnicas em relação aos outros métodos:

- miscibilidade com o óleo, o que proporciona o deslocamento de todo o óleoda região contactada;

- miscibilidade com a água, permitindo que se use um banco deslocado porágua;

- densidade próxima a do óleo o que evita segregação gravitacional;

- viscosidade que pode ser modificada para se ter razão de mobilidadeadequada.

Os tensoativos são substâncias surfactantes que modificam as propriedadesde superfície de suas soluções. Suas moléculas são formadas por umaextremidade hidrofílica e outra oleofílica, e sendo assim elas tendem a selocalizar na interface óleo-água causando uma redução de tensão interfacial.

MÉTODOS QUÍMICOS:

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MÉTODOS QUÍMICOS: INJEÇÃO DE TENSOATIVOS



2010

As soluções usadas para injeção são constituídas de água, sais, tensoativos

e cotensoativos. Estes últimos são em geral álcoois que ajudam na reduçãoda tensão interfacial e na redução da perda do tensoativo para a rocha.Também podem se polímeros ou HCs.


A solução deve ser formuladaespecificamente para o reservatório

em que vai ser utilizada, visando acompatibilidade entre óleo, água deformação e rocha com a solução. Asformulações apresentam a seguintegama de composições típicas

O processo consiste em se injetar um banco de tensoativos noreservatório, seguido de um banco de polímeros para controle demobilidade, e seguido de água.

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2010


O banco de tensoativos tem o volume variável de 5 a 15% do volumeporoso e o banco de polímeros é da ordem de 50% do volume poroso,geralmente com composição variável.

Um banco de polímeros bem dimensionado é imprescindível para o bomfuncionamento do método.

O maior problema par a aplicação desse método é o alto custo dosprodutos

químicos envolvidos. Além disso, a existência de altas concentrações deions divalentes na água da formação pode impedir a sua aplicação.

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MÉTODOS QUÍMICOS:



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INJEÇÃO DE POLÍMEROS:

Os polímeros são usados visando melhorar a razão de mobilidade, coma finalidade de aumentar a eficiência de varrido volumétrica, não deaumentar a eficiência de deslocamento microscópica.

Os polímeros possuem moléculas formados por longas cadeias demonômeros que se repetem atingindo altos pesos moleculares, daordem de milhões. Basicamente são utilizados dois tipos de polímerosem recuperação de petróleo: as poliacrilamidas e os polissacarídeos(que são biopolímeros).

MÉTODOS QUÍMICOS:

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MÉTODOS QUÍMICOS:



2010

INJEÇÃO DE POLÍMEROS:

As poliacrilamidas atuam por aumento de viscosidade da água e porredução dapermeabilidade da rocha causada pela retenção de moléculas dopolímero nos poros e bloqueio parcial. Os polissacarídeos atuamprincipalmente por aumento de viscosidade.

As soluções de polímeros apresentam comportamento não-newtoniano ,isto é, sua viscosidade aumenta com a vazão. Isso tende a dirigir o fluxopara camadas menos permeáveis, melhorando a eficiência de varrido.

MÉTODOS QUÍMICOS:

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MÉTODOS QUÍMICOS: INJEÇÃO DE POLÍMEROS



2010

Devem ser levadas em conta a a retenção e o volume porosoinacessível.

A retenção causa uma diluição na frente do banco de polímeros porperda de moléculas para o meio poroso e afeta o cálculo do tamanho

do banco.O volume poroso inacessível é causado pela dificuldade dasmoléculas em penetrar certos poros muito pequenos, o que provocaum avanço da concentração de polímero sobre a água injetada. Isto éparticularmente importante, quando se injeta o polímero após umbanco de tensoativos e existe uma superposição de concentrações .


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2010

Além desses fatores existe o problema da degradação do polímero. Adegradação é a perda da efetividade e da viscosidade da solução, epode ser mecânica, química, térmica ou biológica (bactérias). Em

geral, os biopolímeros são mais resistentes à degradação mecânica eas poliacrilamidas à degradação biológica.

Os principais problemas para a aplicação de polímeros são adificuldade de injeção, necessidade de filtração e cuidados especiais

para evitar a degradação.


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MÉTODOS QUÍMICOS:



2010

INJEÇÃO DE SOLUÇÕES ALCALINAS:

A existência de ácidos orgânicos em certos tipos de petróleo levou à idéiade se utilizar hidróxido de sódio para se aumentar a eficiência da injeçãode água.

Estudos de laboratório mostraram que se o petróleo tiver em suacomposição uma quantidade suficiente de ácidos orgânicos pode haverreação destes com o hidróxido de sódio, formando substânciastensoativas que aumentam a recuperação em relação à injeção de água.

Isto ocorre por vários mecanismos, tais como: redução da tensão

interfacial entre o fluido alcalino e o óleo, alteração na molhabilidade darocha e diminuição da razão de mobilidade pela formação de emulsões.Esses efeitos seriam maiores ou menores dependendo da composição doóleo, da molhabilidade original da rocha e da sua composiçãomineralógica.

MÉTODOS QUÍMICOS:

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Métodos Químicos de Recuperação



2010

Polímero

• Mecanismo: Correção (redução) da mobilidade do fluido injetado.

• Obstáculos à utilização: Custo; sensibilidade do polímero à águasalgada da formação e à temperatura; água de mistura salgada e

problemas de logística em ambientes offshore .Tensoativos, Cáusticos

• Mecanismo: Diminuição da tensão interfacial água-óleo comconsequente diminuição das forças de retenção capilar;eventualmente, inversão da molhabilidade de reservatórios “oil-

wet”.• Obstáculos à utilização: Custos.

Q p ç

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Tratamentos em escala de poços



2010

Géis• Indicação: Poços produtores ou injetores.

• Em poços produtores, espera-se bloquear as camadasvarridas pela água e produzir óleo que foi deixado para tráspela água de injeção ou do aquífero.

• Em poços injetores, espera-se desviar a água injetada para ascamadas de menor permeabilidade que ainda portam óleo.

• Mecanismo: bloqueio de canais ou camadas de maiorpermeabilidade.

• Obstáculos à utilização: Não seletividade; baixa penetração dotratamento.

ata e tos e esca a de poços

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2010

Polímeros seletivos• Indicação: Poços produtores com BSW crescente.

• Mecanismo: Diminuição da permeabilidade relativa àágua, com manutenção da permeabilidade relativa ao

óleo.• Obstáculos à utilização: Baixa penetração dotratamento; poços de alta produtividade; reservatóriosde alta permeabilidade; águas de formação de alta

salinidade; ambientes salinos.


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Como implantar um projeto de IOR?



2010


• Fase 1: Screening• Que método é o mais adequado para um dado reservatório?

•

Fase 2: Simulação Física• Testes de laboratório são conduzidos para verificar se, emescala de laboratório, o método funciona, e para determinarparâmetros físicos do sistema rocha-fluidos injetados ou docomportamento da rocha frente ao processo utilizado.

• Fase 3: Simulação Matemática• Simulação matemática em escala do piloto de campo. Acaracterização do reservatório tem um papel crucial.

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2010


•Fase 4: Estudo de Viabilidade Econômica•O “prêmio” (So) compensa o investimento e as

despesas de custeio?• Fase 5: Piloto de Campo

• Fase 6: Expansão para Escala de Campo•

Havendo sucessos técnico (So) e econômico($$$) repetem-se as fases 3 e 4 e passa-se para aescala de campo.

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2010

IOR no Brasil

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Bacias Sedimentares Brasileiras



2010 108




2010

•

Bacia doRecôncavo

• Onshore• Explorada

desde osanos 40• Óleo leve(API 30-40)• Campos

maduros

109




2010

• Bacias de

Sergipe, Alagoas,Potiguar e Ceará

•Principalmenteonshore• Exploradasdesde os anos 60• Óleo maispesado (API 13-30)• Camposmaduros

110




2010

• Bacia do

Solimões• Onshore• 2 camposcom meia-

vida• Óleo leve econdensado(API > 40)

111




2010

• Bacia de

Campos• Offshore•Exploradadesde o final

dos anos 70• Águasrasas eprofundas• Óleos

leves epesados

112




2010

•

Bacia deSantos

• Offshore• Fronteira

exploratória• óleopesado, óleoleve e gás

113




2010

• Bacia do

EspíritoSanto

• Onshore eoffshore• Fronteiraexploratória• Óleopesado, óleoleve e gás

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Métodos Não Convencionais no Brasil



2010

Combustão in situ

Injeção de vapor• O vapor é responsávelpela maior parte daprodução brasileira commétodos nãocomvencionais.

• Injeção contínua eViscosidades bastantevariáveis.•

Areias de boapermeabilidade.

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Métodos Não Convencionais no Brasil



Injeção de CO2

Injeção de Polímeros

4 projetos, 1 emandamento.

5 projetos, 2 emandamento e 1 a seriniciado.

Aquecimentoeletromagnético

3 projetos

3-metodosrecuperacao

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