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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO EM RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS

MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

NICOLLE MIRANDA DE LIMA

Niterói, março de 2013.

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

NICOLLE MIRANDA DE LIMA

MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO EM RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS

Monografia apresentada ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal Fluminense, como requisito parcial

para a obtenção do título de Bacharel em

Engenharia de Petróleo.

Orientador: Arturo Rodrigo Ferreira Pardo

Niterói, março de 2013.

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente à Deus, pela força e pela saúde. Por me mostrar que nada é

impossível e me deixar entregar minha vida em suas mãos.

À minha mãe Rozany, sempre tão meiga, cuidadosa e tranquila, meu maior exemplo e

com certeza meu porto seguro. E ao meu pai Evaristo, homem correto, divertido e carinhoso,

sua presença significa segurança e a certeza de que não estou sozinha nessa caminhada. Amo

vocês incondicionalmente.

À Érika, minha irmã, minha grande companheira, com quem dividi tantos momentos e

aprendizados e sempre foi minha grande inspiração. À Renata, não só irmã, mas também uma

mãezona, sempre atenciosa e com quem eu sei que posso contar. Amo vocês e muito.

Ao meu namorado Matheus, que sempre soube acalmar meu coração e estampar um

sorriso em meu rosto. Meu maior presente é poder dividir todos os meus dias com você,

obrigada pela ajuda, pelo companheirismo e pelo apoio sempre. Te amo!

Às minhas amigas Renata, Camila e Laís, por me mostrarem que o tempo só fortalece

grandes amizades. Obrigada por tudo!

Aos meus sogros Olmes e Soraya e cunhados Gabriel, Raphael e Nelson, por

contribuírem e fazerem parte dos momentos mais importantes da minha vida, obrigada.

Ao professor e orientador Arturo por seu apoio no amadurecimento dos meus

conhecimentos e conceitos que me levaram à execução e conclusão desta monografia.

À professora Cláudia pelo carinho durante a minha jornada na universidade e por ter

se tornado uma verdadeira amiga.

Ao professor Rogério sempre tão prestativo e adorável, e que teve grande influência

na escolha deste tema.

À Neuci, sempre tão querida e amável, que me ouviu tantas e tantas vezes, e soube me

aconselhar e me fazer sorrir. E ao coordenador Geraldo, por ter me auxiliado e motivado nas

minhas decisões.

Aos colegas do curso de Engenharia de Petróleo, agradeço aos momentos

compartilhados e desejo sorte na carreira.

Dedico esse trabalho aos que sempre me

apoiaram e incentivaram

incondicionalmente: meus pais Evaristo e

Rozany, minhas irmãs Érika e Renata e

meu namorado Matheus.

RESUMO

A presença de petróleo depende de fatores como matéria orgânica, temperatura,

pressão e de condições litológicas, que incluem a existência de rochas geradora, reservatório e

selante. Sua produção, no entanto depende também da energia armazenada quando da sua

geração, denominada energia primária, sendo ela responsável por deslocar o óleo do

reservatório para a superfície.

Quando a energia primária não é suficiente são empregadas as técnicas de recuperação

de petróleo, que podem ser secundárias - injeção de fluidos que não se misturam com os

fluidos da formação, agindo somente no deslocamento do óleo - e também podem ser

avançadas, que empregam alta tecnologia buscando uma máxima eficiência de recuperação -

métodos térmicos, químicos, miscíveis e microbiológicos.

No presente trabalho, tais métodos de recuperação serão estudados de maneira

detalhada e sua aplicação principalmente em reservatórios carbonáticos será elucidada através

dos principais campos ao redor do mundo, dada a sua crescente importância nos cenários

nacional e mundial.

Palavras-chaves: Métodos de Recuperação, Carbonatos, Petróleo, Pré-sal, Reservatórios

Carbonáticos

ABSTRACT

The presence of petroleum depends on factors such as organic matter, temperature,

pressure and lithological conditions, which include the existence of source rocks, reservoir

and seal. Its production however also depends on the stored energy when their generation,

called primary energy, responsible for moving the oil from the reservoir to the surface.

When primary energy is not enough, oil recovery techniques are employed, which can

be secondary - fluid injection that do not mix with the formation fluid, acting only on oil

displacement - and can also be advanced, that employ high-technology for a maximum

recovery efficiency - thermal, chemical, microbiological and miscible methods.

In this paper, the recovery methods will be studied in detail and its application in

carbonate reservoirs will be clarified through the main fields around the world, given their

growing importance in national and global scenarios.

Keywords: Recovery methods, carbonates, pre-salt, petroleum, carbonate reservoirs.

SUMÁRIO

1. APRESENTAÇÃO DO TRABALHO .................................................................................. 11

1.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 11

1.2 OBJETIVO ....................................................................................................................... 11

1.3 MOTIVAÇÃO .................................................................................................................. 12

1.4 METODOLOGIA ............................................................................................................. 12

2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ............................................................................................. 13

2.1 SISTEMAS PETROLÍFEROS ......................................................................................... 13

2.2 TIPOS DE RESERVATÓRIOS MAIS COMUNS .......................................................... 14

2.3 CARBONATOS ............................................................................................................... 15

SEDIMENTOLOGIA DOS CARBONATOS ................................................................. 16

DIAGÊNESE DOS CARBONATOS ............................................................................... 16

CARACTERIZAÇÃO DE RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS .............................. 16

CLASSIFICAÇÃO DE ROCHAS CARBONÁTICAS ................................................... 17

HETEROGENEIDADE DE ROCHAS CARBONÁTICAS ............................................ 17

MINERALOGIA DE ROCHAS CARBONÁTICAS ...................................................... 18

GEOMECÂNICA DE ROCHAS CARBONÁTICAS ..................................................... 18

2.4 PRODUÇÃO E RESERVAS ........................................................................................... 19

2.5 PRÉ-SAL .......................................................................................................................... 21

2.6 MECANISMOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ...................................................... 23

INFLUXO DE ÁGUA ...................................................................................................... 23

GÁS EM SOLUÇÃO ....................................................................................................... 24

EXPANSÃO DE FLUIDO ............................................................................................... 25

SEGREGAÇÃO GRAVITACIONAL ............................................................................. 25

CAPA DE GÁS ................................................................................................................ 25

3. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ....................................................................................... 27

3.1 MÉTODOS SECUNDÁRIOS DE RECUPERAÇÃO ..................................................... 28

INJEÇÃO DE ÁGUA ....................................................................................................... 28

INJEÇÃO IMISCÍVEL DE GÁS ..................................................................................... 31

ESQUEMAS DE INJEÇÃO ............................................................................................. 32

3.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA .......................................................... 33

MÉTODOS TÉRMICOS .................................................................................................. 35

MÉTODOS MISCÍVEIS .................................................................................................. 36

MÉTODOS QUÍMICOS .................................................................................................. 39

MÉTODOS MICROBIOLÓGICOS................................................................................. 39

4. ESTUDOS DE CASO - MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO EM RESERVATÓRIOS

CARBONÁTICOS ..................................................................................................................... 40

4.1 GHAWAR

4.1.A) O CAMPO ............................................................................................................. 40

4.1.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 41

4.1.C) MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ....................................................................... 42

4.2 CANTAREL

4.2.A) O CAMPO ............................................................................................................. 44

4.2.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 45


4.3 WAFRA

4.3.A) O CAMPO ............................................................................................................. 48

4.3.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 49


4.4 EKOFISK

4.4.A) O CAMPO ............................................................................................................. 51

4.4.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 52


4.5 ASMARI

4.5.A) O CAMPO ............................................................................................................. 55

4.5.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 56


4.6 LULA

4.6.A) O CAMPO ............................................................................................................. 58

4.6.B) HISTÓRICO .......................................................................................................... 59


4.6.D) DESAFIOS PARA A IMPLEMENTAÇÃO DOS MÉTODOS DE

RECUPERAÇÃO AVANÇADA NO PRÉ-SAL ............................................................. 61

5. CONCLUSÃO ......................................................................................................................... 63

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 65

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Polígono do pré-sal ..................................................................................................... 22

Figura 2 – Reservatório com influxo de água............................................................................... 23

Figura 3 – Reservatório com mecanismo de gás em solução ....................................................... 24

Figura 4 – Reservatório com capa de gás ..................................................................................... 26

Figura 5 – Injeção de água ............................................................................................................ 29

Figura 6 – Injeção de água no aquífero ........................................................................................ 29

Figura 7 – Digitação viscosa ........................................................................................................ 30

Figura 8 – Fenômeno da canalização ........................................................................................... 30

Figura 9 – Injeção imiscível de gás .............................................................................................. 31

Figura 10 – Injeção na capa de gás ............................................................................................... 32

Figura 11 – Injeção em malha ...................................................................................................... 33

Figura 12 – Métodos de Recuperação Avançada ......................................................................... 34

Figura 13 – Métodos avançados de recuperação e sua contribuição para a produção mundial ... 35

Figura 14 – Localização do campo de Ghawar ............................................................................ 40

Figura 15 – Produção do campo Ghawar ..................................................................................... 42

Figura 16 – Localização do camplexo de Cantarell ..................................................................... 44

Figura 17 – Produção de óleo no complexo mexicano após a implementação do Projeto

Cantarell ....................................................................................................................................... 46

Figura 18 – Localização do campo de Wafra ............................................................................... 48

Figura 19 – Localização de Ekofisk, entre Noruega, Dinamarca e Reino Unido......................... 51

Figura 20 – Conjunto de instalações do campo de Ekofisk .......................................................... 52

Figura 21 – Produção do campo de Ekofisk ................................................................................ 53

Figura 22 – Incremento da produção de óleo após o início da injeção de água ........................... 54

Figura 23 – Localização dos campos da formação de Asmari ..................................................... 55

Figura 24 – Manutenção da pressão através da injeção de gás .................................................... 57

Figura 25 – Localização do campo de Lula .................................................................................. 58

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Classificação de rochas carbonáticas .......................................................................... 17

Tabela 2 – Produção x Reservas de óleo e gás natural – 2010 ..................................................... 20

Tabela 3 – Reservas recuperáveis do campo de Ekofisk .............................................................. 51

Capítulo 1 – Apresentação do trabalho

1.1 Introdução

Com o aumento crescente na demanda mundial de energia se fazem necessários o

desenvolvimento e o emprego de técnicas que busquem um melhor aproveitamento dos

recursos provenientes dos hidrocarbonetos.

Para que possa produzir, o reservatório necessita de determinada energia, conhecida

como energia primária, que depende de diversas propriedades do reservatório (como volume,

porosidade, permeabilidade, pressão e temperatura) e dos fluidos presentes (viscosidade,

densidade e teor de impurezas).

Com o passar do tempo, ocorre a perda de uma parcela da energia primária, o que

implica diretamente na diminuição da pressão e consequentemente da produção, podendo

tornar a acumulação inviável economicamente.

Com o intuito de minimizar os efeitos decorrentes da perda de energia são empregados

mecanismos suplementares de recuperação de petróleo, que podem ser secundários e

terciários (recuperação avançada).

No presente trabalho, o foco é a recuperação em reservatórios carbonáticos, cujo

interesse justifica-se pelo fato que 60% das reservas mundiais de óleo e 40% das reservas

mundiais de gás estão armazenadas em carbonatos. Serão estudados e comparados os

principais campos carbonáticos ao redor do mundo, dentre eles os gigantes Ghawar e

Cantarell e o campo brasileiro de Lula, e a influência da utilização dos métodos de

recuperação em sua produção ao longo dos anos.

1.2 Objetivo

O objetivo do presente trabalho é analisar os diferentes métodos de recuperação

suplementar de petróleo, com ênfase naqueles aplicados a reservatórios carbonáticos,

destacando suas particularidades e considerando a relevância dos carbonatos nos cenários

brasileiro e mundial.

Outros objetivos secundários mais específicos serão abordados durante o

desenvolvimento, como por exemplo: definição do sistema petrolífero, características

particulares das formações carbonáticas, importância do pré-sal no Brasil, mecanismos

12

naturais de produção, métodos de recuperação secundários e métodos avançados de

recuperação.

Antes de se saber como os métodos de recuperação contribuem para a produção em

carbonatos, é necessário um entendimento maior sobre as características das formações

carbonáticas e sobre as vantagens, desvantagens, limitações físicas e econômicas do emprego

de tais técnicas de recuperação.

1.3 Motivação

Reservatórios carbonáticos são responsáveis por grande parte das reservas mundiais de

óleo e de gás. No Brasil, com as descobertas do Pré-sal, esses reservatórios ganharam ainda

mais destaque e as estimativas iniciais das reservas de petróleo são de 40 a 80 bilhões de

barris. Tratam-se de estruturas carbonáticas complexas, que conseguem manter suas

características de porosidade e permeabilidade mesmo a grandes profundidades, que podem

chegar a 8 mil metros.

Apenas uma fração da quantidade de petróleo existente nos reservatórios pode, na

prática, ser produzida. Com o declínio da produção mundial de hidrocarbonetos e o aumento

contínuo do consumo, são necessárias medidas para garantir que a produção seja suficiente.

Para isso foram desenvolvidas técnicas para aumentar a produção, além daquela advinda da

energia natural do sistema, denominadas Métodos de Recuperação de Petróleo.

1.4 Metodologia

No capítulo 2, os fundamentos teóricos de Sistemas Petrolíferos, Reservatórios,

Carbonatos, Pré-sal e Mecanismos Naturais de Produção (influxo de água, gás em solução,

expansão de fluido, segregração gravitacional e capa de gás) são revistos.

No capítulo 3 é feita uma análise dos métodos de recuperação secundária (injeção de

água, injeção imiscível de gás) e avançada (químicos, térmicos, miscíveis e microbiológicos),

apresentando as características de cada um deles. No capítulo 4 são apresentadas

exemplificações da utilização dos métodos de recuperação nos principais campos

carbonáticos do mundo: Ghawar, Cantarell, Wafra, Ekofisk, Asmari e Lula. A seguir, são

apresentadas as conclusões observadas ao longo da realização do trabalho.

Capítulo 2 – Fundamentos teóricos

2.1 Sistemas Petrolíferos

A matéria orgânica, composta basicamente de microorganismos e algas, em condições

não-oxidantes e em um ambiente de deposição composto de sedimentos de baixa

permeabilidade pode dar origem ao petróleo. O hidrocarboneto formado depende da

constituição da matéria orgânica e da intensidade do processo térmico que atua sobre ela.

Após a incorporação da matéria orgânica ao sedimento, dá-se aumento de carga

sedimentar e de temperatura, começando, então, a se delinear o processo de geração, que

como um todo é resultado da captação de energia solar, através da fotossíntese, e

transformação do material orgânico com a contribuição do fluxo de calor proveniente do

interior da Terra.

Para que o petróleo se acumule é necessário que ocorra uma etapa chamada migração,

onde o petróleo formado na rocha geradora se desloca para outra, a rocha reservatório. A

migração pode ocorrer por processos de compactação ou através do microfraturamento das

rochas geradoras.

Migração primária é o processo de expulsão do petróleo da rocha e migração

secundária é o percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até que o petróleo seja

interceptado e contido por uma armadilha geológica. Se não houver essa contenção, o petróleo

irá continuar em busca de zonas de menor pressão, podendo se perder através de exsudações,

oxidação e degradação bacteriana na superfície.

Para que se forme uma jazida de petróleo é necessária a existência de armadilhas ou

trapas, que podem ser de diferentes origens, características e dimensões. A formação de uma

armadilha pode ser resultado da atuação de esforços físicos diretos, como por exemplo, as

acumulações resultantes das diferenças entre os sedimentos ou então da atuação de causas

hidrodinâmicas.

Armadilhas podem ser classificadas em estruturais, estratigráficas e mistas ou

combinadas. As estruturais são resposta das rochas aos esforços e deformações, entre elas

estão as dobras e falhas. Outro tipo, as estratigráficas, não tem relação direta com os esforços,

e são determinadas por interações de fenômenos de caráter paleogeográfico e

sedimentológico, como a variação de permeabilidade. As combinadas ou mistas são, portanto,

as situações onde as acumulações têm controle tanto estrutural quanto estratigráfico.

14

Após ser gerado e migrar, o petróleo pode se acumular em uma rocha do tipo

reservatório. A rocha-reservatório pode ter diferentes origens, mas ela deve apresentar

desejavelmente duas características: ser porosa, isto é, apresentar espaços vazios no seu

interior, e ser permeável, significa que esses vazios devem estar interconectados. No entanto,

algumas rochas, como folhelhos e alguns carbonatos, são normalmente porosos porém

impermeáveis, mas podem constituir reservatórios quando se apresentarem naturalmente

fraturados.

Atendidas todas as condições de geração, migração e reservatório, deve existir uma

rocha de baixa permeabilidade e que se localize acima da rocha-reservatório para constituir

uma barreira ao óleo, denominada rocha selante. Outra característica importante dessa rocha é

a plasticidade, para que ela consiga manter sua condição selante mesmo submetida a esforços

determinantes de deformações. Duas rochas, selantes por excelência, são os folhelhos e os

evaporitos (sal).

Neste trabalho destacam-se os papéis dos reservatórios, especialmente os carbonáticos,

e sua crescente importância na indústria petrolífera, principalmente no Brasil, face as recentes

descobertas no pré-sal.

2.2 Tipos de reservatórios mais comuns

Rochas-reservatório se dividem em dois grandes grupos: carbonáticas e detríticas

(siliciclásticas).

Reservatórios carbonáticos são formados por carbonatos originados de processos

biológicos e bioquímicos. Sua procedência pode variar desde fósseis de carapaças e

esqueletos calcários de organismos vivos até precipitação química.

Recifes de corais, conchas de moluscos, algas calcárias, equinodermas, briozoários,

foraminíferos e protozoários são os principais responsáveis pelos depósitos por organismos

vivos. Quando estes morrem, suas estruturas se depositam no local. A precipitação química,

no entanto, ocorre quando o carbonato, que está dissolvido na água, se cristaliza.

Os reservatórios siliciclásticos são formados predominantemente por arenitos,

compreendendo quartzo e outros minerais que podem ser transportados, sofrendo algumas

modificações. Diferentemente dos carbonatos que são formados no próprio local, podendo

sofrer compactação, cimentação, dissolução e outros processos diagenéticos.

15

Nascimento (2010) explica que a qualidade dos reservatórios detríticos pode ser obtida

pela textura e mineralogia, enquanto a qualidade dos reservatórios carbonáticos se daria pelas

características dos poros.

2.3 Carbonatos

Os reservatórios carbonáticos são responsáveis por grande parte das reservas mundiais

de óleo e gás (ALVES et al., 2007).

Estima-se que mais de 60% das reservas mundiais de óleo e 40% das reservas

mundiais de gás estejam armazenadas em carbonatos (SCHLUMBERGER, 2012). No Oriente

Médio, por exemplo, 70% do óleo e 90% do gás são provenientes desse tipo de reservatório.

Como exemplo pode-se citar a Arábia Saudita, cuja metade da produção provém do

campo supergigante Ghawar, onde são extraídos de acordo com Fischbuch & Keith (2010)

cerca de cinco milhões de barris de petróleo por dia. São reservatórios com altas porosidades

e permeabilidades.

O campo petrolífero de Cantarell, no México, também um supergigante, que já chegou

a produzir 2.2 milhões de barris diários em 2003, sofreu grande declínio produzindo 500 mil

barris por dia em 2010 a partir de reservatórios carbonáticos do Cretáceo Superior

(MIELNICK, 2012) . Com baixa porosidade e permeabilidades médias, o campo produz

graças à estrutura de fraturas.

Reservatórios carbonáticos são constituídos principalmente de calcários e dolomitas

(carbonatos de cálcio e magnésio).

De acordo com Lucia (2007), a formação de um reservatório carbonático tem sua base

na sedimentação. Os sedimentos são produzidos em oceanos rasos e com temperaturas

amenas, através da precipitação direta da água do mar ou por extração biológica do carbonato

de cálcio de material orgânico. O resultado é uma sedimentação composta de partículas de

diferentes tamanhos, formatos e mineralogias, que dão origem a rochas de texturas,

composições químicas e distribuições de tamanho de poro diversas.

Levando em consideração a maturidade exploratória de reservatórios mais rasos e a

necessidade de se buscar reservatórios mais profundos, esse tipo de rocha torna-se cada vez

mais importante.

Em grandes profundidades, rochas carbonáticas conseguem manter características de

porosidade e permeabilidade, enquanto as rochas siliciclásticas perdem qualidade como

reservatórios de petróleo.

16

Vários são os fatores geológicos que afetam a qualidade dos reservatórios, dentre eles:

falhas (selantes ou não) e fraturas (abertas ou fechadas); forma do reservatório, continuidade e

interconectividade; heterogeneidades internas do reservatório; contraste entre a

permeabilidade absoluta e matricial (deposicional e diagenética) e mineralogia.

Sedimentologia dos carbonatos

Os carbonatos são essencialmente autóctones: os sedimentos se desenvolvem no

próprio ambiente deposicional, ou próximo dele, e são sensíveis às mudanças no ambiente.

As variações de temperatura influenciam a atividade biogênica e afetam a produção de

sedimentos, portanto, a produção de carbonatos é fortemente dependente da profundidade.

Esses depósitos são normalmente gerados em ambiente marinho raso, de águas quentes,

calmas e transparentes.

Sua sedimentação ocorre em fácies e ambientes especiais, no continente: em bacias de

água doce (lagos, fontes, eólicos) e bacias evaporíticas, e em ambientes marinhos: em águas

rasas (planície de maré, praias, plataformas carbonáticas e taludes) e em águas profundas

(sopé e planície abissal).

Diagênese dos carbonatos

Carbonatos são particularmente sensíveis à diagênese após sua deposição, incluindo

dissolução, cimentação, recristalização, dolomitização (processo geoquímico onde íons

magnésio substituem íons cálcio) e substituição por outros minerais.

A porosidade e a permeabilidade podem ser bastante influenciadas por fatores durante

e após a deposição, como exemplo a calcita que pode originar dolomita, por vezes,

aumentando a porosidade.

Caracterização de reservatórios carbonáticos

Caracterização do reservatório, incluindo estrutura geológica, fácies, porosidade e

permeabilidade é uma questão relacionada à produção é muito estudada atualmente. Muitos

desafios existem na caracterização, quantificação e predição da qualidade dos reservatórios

carbonáticos.

A chave para compreender esse tipo de formação está em reconhecer a ligação entre a

heterogeneidade geológica e a performance e qualidade do reservatório. Por exemplo,

recolher amostras em maior escala pode proporcionar uma reconstituição mais fiel da

17

estrutura geológica, gerando uma ferramenta essencial para a caracterização do reservatório

em carbonatos.

Classificação de rochas carbonáticas

Em 1962, Robert J. Dunham publicou seu sistema de classificação de carbonatos

baseado na textura dos grãos que os compõe (Tabela 1)

Tabela 1: Classificação de rochas carbonáticas

Textura deposicional reconhecível Textura

deposicional não

reconhecível

Contém lama (matriz) Sem lama

(suportada

por grãos)

Componentes

originais ligados

à deposição

Cristalino

Suportada pela lama (fina) Arcabouço

(grosseiro) <10% de grãos >10% de grãos

Mudstone

(tipo-lamito)

Wackestone

(tipo-vaque)

Packstone

(compacto)

Grainstone

(granular)

Boundstone

(agregado)

Fonte: adaptação de F. Jerry Lucia (2007)

Heterogeneidades de rochas carbonáticas

Carbonatos são caracterizados por diferentes tipos de porosidade e distribuições

unimodais, bimodais e outras mais complexas, o que resulta numa enorme variedade de

permeabilidades para a mesma porosidade, dificultando o cálculo da produtividade.

A porosidade nas rochas carbonáticas pode resultar de dois processos: preservação da

porosidade criada durante as condições iniciais de sedimentação ou criação de porosidade por

processos de dissolução.

Com a continuação da sedimentação, a porosidade primária vai diminuindo ou quase

desaparecendo. O mais comum é a existência da porosidade secundária formada por

dissolução ou recristalização.

Reservatórios carbonáticos são microscopicamente heterogêneos e as diversas

porosidades aparecem de maneiras diferentes nos perfis, para isso é necessária uma integração

durante a interpretação dos perfis a fim de quantificar a heterogeneidade e calcular o real

volume da formação.

18

Mineralogia de rochas carbonáticas

A mineralogia dos carbonatos é simples. Os principais minerais são calcita, dolomita e

argila. Outros minerais como anidrita (CaSO₄), sílex e quartzo também são comuns. E

minerais acessórios, como fosfatos, feldspatos, siderite e pirita também estão presentes

dependendo do ambiente deposicional e histórico de diagênese.

Segundo Al-Hanai et al. (2000) existe uma relação entre a mineralogia e a qualidade

do reservatório. Por exemplo, uma grande quantidade de calcita de magnésio pode indicar que

houve pouca diagênese. A presença de pirita, por sua vez, em pequenas quantidades pode

afetar o perfil de resistividade resultando em uma estimativa pessimista da saturação de óleo

no reservatório.

Um estudo detalhado da mineralogia é importante para uma estimativa acurada da

porosidade usando dispositivos nucleares (perfilagem).

Geomecânica de rochas carbonáticas

Os modelos geomecânicos tem valores significativos para os carbonatos por causa de

sua natureza elástica e sua susceptibilidade para sofrer alterações mecânicas, como por

exemplo, falhas e fraturas.

Quando a produção de fluidos resulta na diminuição da pressão de poro e aumento nas

tensões efetivas, podem ocorrer alterações nas propriedades da rocha-reservatório. A

contração volumétrica e a ruptura por compactação podem gerar consequências como a

subsidência da superfície e a ruptura do poço.

A permeabilidade também é altamente dependente das tensões envolvidas, a

permeabilidade secundária gerada por pequenas fraturas pode ter um impacto na efetividade

da injeção de fluidos e na produção.

Segundo Liu et al. (2009), devido à sua fragilidade natural, os carbonatos geralmente

apresentam-se fraturados. Esse sistema de fraturas cria significativas anisotropias, e atua

conduzindo o fluxo de fluidos, podendo aumentar consideravelmente a produção de

hidrocarbonetos em rochas carbonáticas de baixa porosidade.

A construção de modelos geomecânicos é útil para simular o comportamento de

fluidos presentes em rochas reservatórios e predizer o comportamento do ambiente onde os

hidrocarbonetos se encontram. Possibilita resolver os problemas de perfuração, ovalização do

poço, impedir que a lama cause danos permanentes ao poço ao invadir a formação, e outros.

19

2.4 Produção e reservas

Sabe-se que o petróleo, cujo consumo vem aumentando progressivamente, é a

principal fonte de energia no mundo. No entanto, com o declínio da produção, principalmente

em grandes reservatórios já existentes (como é o caso do supergigante Cantarell no México)

torna-se necessária a descoberta de novos reservatórios de petróleo além de um maior

aproveitamento daqueles já existentes.

Os países detentores de grandes resevas de petróleo são os responsáveis por ditar as

regras do mercado, controlando os preços de venda e compra dos produtos, exercendo uma

maior influência nos cenários econômico e político.

A tabela 2 mostra quais são os principais produtores mundiais de óleo e gás, bem

como suas reservas provadas, e a razão R/P.

Segundo Neto et al. (2005) a razão Reserva/Produção (R/P) é utilizada para estimar a

vida útil de recursos não-renováveis, neste caso o petróleo. Ela representa o tempo, em anos,

no qual as reservas chegariam à exaustão caso sua produção continuasse constante ao longo

do tempo.

Segundo Nascimento (2010), o declínio da produção mundial de hidrocarbonetos é

algo comum e natural. Algo que deve ser levado em consideração para um melhor

aproveitamento dos reservatórios já existentes é um estudo detalhado do comportamento do

reservatório durante sua vida produtiva, assim como a otimização da recuperação de óleo e

gás.

Então com o declínio da produção e aumento do consumo, são necessárias medidas

para equilibrar o mercado, garantindo que a oferta seja suficiente para suprir a demanda de

petróleo, gás natural e derivados.

Entre os recursos tecnológicos disponíveis, as técnicas mais utilizadas que têm

mostrado maior efetividade, são os métodos de recuperação de hidrocarbonetos – alvo

principal deste estudo.

No Brasil, o mercado petrolífero vem se aquecendo graças às descobertas, nos últimos

anos, do petróleo abaixo da camada salina, denominado pré-sal.

20

Tabela 2: Produção x Reservas de óleo e gás natural - 2010

Óleo Gás Natural

País

Reservas

provadas

(bilhões de

barris)

Produção

(mil

barris/dia)

R/P

(anos)

Reservas provadas

(trilhões de metros

cúbicos)

Produção

(bilhões de

metros

cúbicos)

R/P

(anos)

Arábia Saudita 264.5 10007 72.4 8.0 83.9 95.5

Argélia 12.2 1809 18.5 4.5 80.4 56.0

Brasil 14.2 2137 18.3 0.4 14.4 28.9

Canadá 32.1 3336 26.3 1.7 159.8 10.8

Cazaquistão 39.8 1757 62.1 1.8 33.6 54.9

China 14.8 4071 9.9 2.8 96.8 29.0

Emirados Árabes 97.8 2849 94.1 6.0 51.0 *

EUA 30.9 7513 11.3 7.7 611.0 12.6

Indonésia 4.2 986 11.8 3.1 82.0 37.4

Irã 137.0 4245 88.4 29.6 138.5 *

Iraque 115.0 2460 * 3.2 1.3 *

Kuwait 101.5 2508 * 1.8 11.6 *

Líbia 46.4 1659 76.7 1.5 15.8 98.0

México 11.4 2958 10.6 0.5 55.3 8.9

Nigéria 37.2 2402 42.4 5.3 33.6 *

Noruega 6.7 2137 8.5 2.0 106.4 19.2

Qatar 25.9 1569 45.2 25.3 116.7 *

Reino Unido 2.8 1339 5.8 0.3 57.1 4.5

Rússia 77.4 10270 20.6 44.8 588.9 76.0

Venezuela 211.2 2471 * 5.5 28.5 *

Outros 100.1 13611.2 - 47.5 1319.8 -

Total 1383.2 82095 46.2 187.1 3193.3 58.6

Fonte: elaboração própria com dados de BP Statistical Review of World Energy (2011)

21

2.5 Pré-sal

A área do pré-sal é um conjundo de diversos reservatórios de petróleo situados na

região litorânea entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, que se localizam abaixo

da camada de sal. As reservas estão dentro da área marítima considerada zona econômica

exclusiva (ZEE) do Brasil.

O termo pré refere-se à temporalidade geológica e não à profundidade. Na perfuração

de um poço, que se inicia na superfície, o petróleo no pré-sal seria considerado subsal por se

localizar abaixo da camada de sal. Porém a nomenclatura utilizada pela Geologia refere-se à

ordem em que os diferentes estratos rochosos foram formados. O reservatório do pré-sal foi

formado antes da deposição da camada de rocha salina, é, portanto, uma camada estratigráfica

mais antiga.

As estimativas iniciais para o pré-sal são de 40 a 80 bilhões de barris. Pode-se destacar

a acumulação de Tupi, na Bacia de Santos, que tem volumes recuperáveis estimados entre 5 e

8 bilhões de barris de óleo equivalente. Esse valor representa um terço das reservas brasileiras

comprovadas, desconsiderando o pré-sal, que eram de 14 bilhões de barris. Juntamente com

Iara e Parque das Baleias, outras duas formações, as reservas brasileiras aumentaram para 33

bilhões de barris.

Segundo Azevedo et al. (2010) os antigos reservatórios carbonáticos do Brasil, como

os campos de Bonito, Quissamã e Enchova, são caracterizados por baixa e média porosidade

(entre 15 e 20%) e baixa permeabilidade (entre 1 e 10mD). Já os reservatórios do pré-sal,

compostos de microbiolitos, são muito heterogêneos e apresentam permeabilidades até quatro

vezes maiores. O que aumenta a complexidade das operações, no entanto, é a profundidade.

No Brasil, o pré-sal situa-se a profundidades que variam de 1900 a 2400 metros de

lâmina d`água e entre 4000 e 6000 metros de profundidade no subsolo. A profundidade total

pode chegar a mais de 8000 metros.

De acordo com Formigli et al. (2009), as estruturas geológicas do pré-sal foram

formadas há 160 milhões de anos atrás, quando o supercontinente Gondwana se separou,

dando origem aos continentes América do Sul e África. A fase rifte criou condições para a

deposição de sedimentos entre os dois continentes. Com o contínuo afastamento, houve uma

invasão de águas oceânicas, criando um ambiente de baixa energia e alta salinidade, propício

ao desenvolvimento de bactérias, especialmente os microbiolitos. A secreção desses

microorganismos, juntamente com a precipitação de carbonatos, criou o ambiente para a

formação do pré-sal.

22

O pré-sal representou diversas mudanças no cenário petrolífero brasileiro, uma delas

relacionada ao regime regulador. A partir de 2010 estabeleceram-se novas regras para

exploração e produção de petróleo e gás natural para as áreas do polígono do pré-sal

(Figura 1) e outras regiões estratégicas, o regime de partilha da produção. Para o restante do

território, continua em vigor o regime de concessão.

Figura 1: Polígono do pré-sal

Fonte: ANP (2012)

Foram criadas algumas leis, como a Lei n° 12.276/2010 que autorizou a União a ceder

onerosamente à Petrobras o direito de exercer atividade de pesquisa e lavra de petróleo em

áreas do pré-sal, com até 5 bilhões de barris de óleo equivalente, em troca de aumento de

participação do estado no capital da empresa. A Lei n° 12.304/2010 criou e determinou as

atribuições da empresa pública Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), representante da união nas

negociações relacionadas ao pré-sal. E a Lei n° 12.351/2010 que estabeleceu o regime de

partilha para as áreas não concedidas do pré-sal e outras áreas estratégicas. Além disso, criou

o fundo social para gerir a aplicação de recursos da União oriundos da produção do pré-sal.

No regime de partilha, a União e a empresa contratada para explorar uma área,

dividem o petróleo e o gás natural extraídos daquela área. Esse regime é comum em países

detentores de grandes reservas e com grande volume de produção (ANP, 2012).

23

2.6 Mecanismos de produção de petróleo

Segundo Thomas (2001), forças viscosas, capilares e gravitacionais ditam o

comportamento dos reservatórios. Entre os fatores que podem influenciar este comportamento

estão as características geológicas, as propriedades da rocha e do fluido, os mecanismos de

escoamento e as facilidades de produção.

Os mecanismos naturais de produção são influxo de água, gás em solução, expansão

de fluido, segregação gravitacional e capa de gás, que também podem ocorrer de maneira

combinada.

Influxo de água

De acordo com Thomas (2001), um reservatório com mecanismo de influxo de água

tem uma conexão hidráulica entre o reservatório e a rocha saturada com água, chamada

aquífero, que pode se encontrar subjacente ou ligada lateralmente ao reservatório (Figura 2).

Quando a pressão do reservatório é reduzida através da produção de óleo, a água que

estava comprimida se expande, criando um mecanismo semelhante à injeção de água, porém

natural, no limite entre o reservatório e o aquífero, que desloca o óleo para os poços de

produção além de manter a pressão elevada na zona de óleo.

Figura 2: Reservatório com influxo de água

Fonte: Willhite (1986)

24

Para que o mecanismo funcione bem é necessário que o aquífero tenha grandes

proporções, porque tanto a compressibilidade da água como a da rocha são pequenas,

mantendo a pressão do reservatório em níveis elevados e com boas vazões de produção.

O fator de recuperação desse tipo de mecanismo é normalmente alto, variando entre

30 e 40%, podendo chegar até 75% do óleo originalmente existente. A recuperação é

fortemente influenciada pelas vazões de produção.

Gás em solução

Segundo Thomas (2001) durante a produção de óleo, a pressão interna do reservatório

vai se reduzindo e, como consequência, os fluidos lá contidos (óleo e água conata) se

expandem. Ainda devido à redução da pressão, o volume dos poros diminui em função da

compressibilidade efetiva da formação.

O processo ocorre de maneira contínua. A produção provoca redução de pressão, que

acarreta expansão do gás que inicialmente estava dissolvido e redução do volume dos poros,

que por sua vez resulta em mais produção (Figura 3).

A eficiência desse mecanismo depende da quantidade de gás presente na solução, das

propriedades do óleo e da rocha e da geologia do reservatório. Os fatores de recuperação são

baixos, inferiores a 20%. A causa dos baixos valores é a produção de gás juntamente com o

óleo (quando ele deixa de ser algumas bolhas dispersas no líquido e passa a constituir uma

fase dentro do reservatório), drenando também a energia do reservatório.

Figura 3: Reservatório com mecanismo de gás em solução


25

Expansão de fluido

Ocorre quando um óleo cru contém menos gás que o necessário para torná-lo

subsaturado. A energia do reservatório está armazenada sob a forma de compressibilidade da

rocha e fluido. A pressão diminui quando os fluidos são retirados do reservatório, até que se

alcance o ponto de bolha, o gás em solução se torna fonte de energia para o deslocamento do

óleo. Segundo Willhite (1986) esses reservatórios são fortes candidatos à injeção de água para

manter a pressão alta e aumentar a recuperação de óleo.

Segregação gravitacional

A gravidade é o agente responsável pela melhoria na produção. Ela faz com que

ocorra a segregação de fluidos, que se arranjam dentro do reservatório de acordo com suas

densidades.

Outros mecanismos como o de gás em solução e o influxo de água podem ser

melhorados pela segregação gravitacional.

Para que esse mecanismo se manifeste, é necessário que o reservatório seja produzido

com vazões que favoreçam essa manifestação. No caso do reservatório de gás em solução, por

exemplo, se as vazões forem muito elevadas, o gás não será segregado, e sim produzido junto

com o óleo (THOMAS, 2001).

Capa de gás

A capa de gás é formada pela fase vapor do hidrocarboneto (gás livre) que se acumula

na parte mais alta do meio poroso. Em um reservatório com capa de gás, a zona de óleo é

colocada em produção e a zona de gás é preservada, pois constitui a principal fonte de energia

para a produção.

Enquanto o óleo é produzido, a pressão vai diminuindo progressivamente, graças à

retirada do fluido. A queda de pressão causa a expansão do gás, que vai ocupando os espaços

anteriormente ocupados pelo óleo (Figura 4).

O tamanho da capa de gás é o fator mais importante para o desempenho do

mecanismo. Quanto maior o volume de gás, mais tempo ele conseguirá manter a pressão em

níveis elevados. O fator de recuperação varia entre 20 e 30% do óleo original na formação.

Quando os mecanismos naturais são pouco eficientes, grande parte dos

hidrocarbonetos fica retida no reservatório. Antigamente, após a exaustão da energia natural,

os reservatórios eram candidatos ao emprego de técnicas adicionais, os chamados métodos de

recuperação. Atualmente, tais métodos podem ser implantados desde o início com o intuito de

26

maximizar o lucro associado ao projeto de exploração de uma jazida ao invés de esperar uma

sensível queda de pressão do reservatório. Esse estudo busca a avaliação dos principais

métodos de recuperação e seu emprego em reservatórios carbonáticos.

Figura 4: Reservatório com capa de gás


Capítulo 3 – Métodos de Recuperação

Antes mesmo que se observe um declínio na produção, podem ser empregadas as

técnicas de injeção, conhecidas como métodos de recuperação convencionais ou secundários.

Eles garantem que o decréscimo da energia primária não afete a produtividade do

reservatório. Esses mecanismos são então utilizados, mesmo havendo ainda condições de

produção com recuperação primária.

Os métodos secundários de recuperação permitem produzir uma quantidade adicional

de óleo através da suplementação de energia, mantendo a pressão em níveis elevados e

preservando parcialmente as características dos fluidos. Essa suplementação é alcançada

normalmente com injeção de água ou gás no reservatório, utilizando-se poços injetores.

Embora a água seja a mais utilizada, outros fluidos, líquidos ou gases, podem também ser

injetados com o mesmo objetivo.

O fator de recuperação após as operações de recuperação primária e secundária, de

acordo com Tzimas et al. (2005), varia de 30 a 50% do OOIP (original oil in place).

A classificação dos métodos era feita baseada em sua cronologia de aplicação, as

técnicas utilizadas após a fase de recuperação secundária seriam então conhecidas como

métodos de recuperação terciária (MONTALVO, 2008).

No entanto, com os avanços da tecnologia, muitas operações passaram a não ser

conduzidas na ordem especificada. Como exemplo a produção de óleos extrapesados, isto é,

com altas viscosidades, que não é rentável se influenciada somente pela energia primária. As

técnicas secundárias, como a injeção de água podem não ser aplicadas devido a alta razão de

viscosidades ou baixa produtividade. Neste caso, a melhor alternativa é a utilização de um

método térmico (um dos métodos de recuperação terciária), para que se possa recuperar uma

quantidade significativa de óleo.

Por causa de situações como a exemplificada, o termo “recuperação terciária” não é

mais frequente na literatura, sendo substituido pela nomenclatura “Enhanced Oil Recovery”

ou EOR, que significa “Recuperação Avançada de Óleo” ou então por “Improved Oil

Recovery” ou IOR, que tem como tradução “Recuperação Melhorada de Óleo”. A segunda

expressão tem um significado mais abrangente, pois engloba os métodos secundários, os

métodos de recuperação avançada (EOR), assim como as melhorias na caracterização e

gerenciamento de reservatórios, técnicas de perfuração, sísmica 3D, adensamento de malhas e

qualquer outro método que permita aumentar ou acelerar a produção. (CASTIÑEIRA, 2008)

28

Segundo Tzimas et al. (2005), os métodos de recuperação avançada se referem às

técnicas sofisticadas aplicadas para manter a produção de óleo e produzir um fator de

recuperação adicional de 5 a15% do OOIP. Tal fato é alcançado através das interações dos

fluidos injetados com o sistema rocha/óleo, criando condições favoráveis para o escoamento.

Estas interações, atribuídas a mecanismos químicos, físicos, à injeção ou produção de energia

térmica, podem diminuir a tensão interfacial, reduzir a viscosidade do óleo e modificar a

molhabilidade.

3.1 Métodos secundários de recuperação

Os principais métodos secundários a serem estudados são a injeção de água e a injeção

imiscível de gás, que buscam um comportamento puramente mecânico e tem como vantagem

menores investimentos e custos operacionais comparados aos métodos de recuperação

avançada.

Injeção de água

É o principal método de recuperação secundária por possuir diversas vantagens. Os

custos são baixos para se obter e injetar água, e funciona bem no deslocamento do óleo de um

reservatório (MONTALVO, 2008).

Esse método foi utilizado pela primeira vez há mais de 100 anos no Campo de

Bradford, Estados Unidos, mas somente a partir da década de 50 ganhou destaque quando as

aplicações no campo aumentaram rapidamente. No Brasil, o primeiro campo a utilizar essa

técnica foi o de Dom João, na Bahia em 1953, de acordo com Santos et al. (2010).

A água de injeção pode ter quatro origens diferentes, água subterrânea coletada em

subsuperfície através de poços, água de superfície coletada em rios e lagos, água do mar e

água produzida (associada à produção de petróleo). A mais utilizada é a água subterrânea,

proveniente de aquíferos, por possuir similaridade com a água da formação, bastante salina.

Segundo Montalvo (2008), a utilização do mecanismo de injeção de água é

responsável por mais da metade da produção mundial de óleo, porém este processo possui

uma eficiência de varredura do reservatório limitada, deixando normalmente uma

considerável quantidade de óleo no reservatório. Isso ocorre devido à razão desfavorável de

mobilidade entre o óleo e a água, causada pela menor viscosidade da água em comparação

com o óleo na maioria dos reservatórios.

29

O método descrito não é indicado, por exemplo, para reservatórios heterogêneos e que

apresentam pouca continuidade, pois o efeito da injeção pode não chegar ao poço produtor. O

mesmo ocorre em reservatórios fraturados, onde a água encontra caminhos preferenciais, e a

produção de água é alta mesmo no início da injeção (CURBELO, 2006).

A água injetada no reservatório se comporta idealmente como um pistão vazado,

deslocando e expulsando o óleo, como pode ser visto na Figura 5. Porém, devido a fatores

relacionados à formação e à interação entre os fuidos, tal comportamento, pode não ser ideal.

Figura 5: Injeção de água

Fonte: Santos et al. (2010)

A água pode também ser injetada diretamente no aquífero, com o objetivo de manter a

pressão, caso esse aquífero não seja atuante. A imagem a seguir (Figura 6) mostra o esquema

em que os poços produtores são canhoneados no intervalo em que o reservatório contém óleo

e os poços injetores são canhoneados na região do aquífero.

Figura 6: Injeção de água no aquífero


30

No que diz respeito ao fator ligado à eficiência de varrido vertical, tem-se o

aparecimento do fenômeno da digitação viscosa ou fingers, que ocorre pelo fato de o petróleo

ser mais viscoso e menos denso que a água. Por este motivo, a água se desloca mais

rapidamente, como observado na Figura 7. Tal fenômeno também ocorre na injeção de gás.

Figura 7: Digitação viscosa


A presença da digitação viscosa em sistemas de produção de óleo com recuperação

secundária implantada deve salientar a importância de se conhecer as propriedades físico-

químicas que interferem no sistema. Dentre elas, a densidade, a viscosidade e a tensão

superficial, principalmente na região de contato entre o óleo e a água, assim como a influência

da temperatura, capilaridade, molhabilidade, força gravitacional e a velocidade de injeção do

fluido.

O fenômeno da canalização indica o comportamento do fluido no campo dimensional

vertical, diferente em cada camada do reservatório, graças à variação de permeabilidade. Ele

pode retardar ou adiantar a produção de água, como pode ser observado na Figura 8.

Figura 8: Fenômeno da canalização


31

Entre as desvantagens de tal mecanismo pode-se citar a reação da água injetada com a

rocha, que pode causar danos na formação e a corrosão de equipamentos de superfície e

subsuperfície (JELMERT et al., 2010).

Injeção imiscível de gás

A injeção de gás, que não se mistura com o óleo, é um método secundário de

recuperação utilizado em casos restritos. Sua estrutura é semelhante à operação de injeção de

água, com a adição de alguns equipamentos específicos, que aumentam os custos do projeto.

De acordo com Santos et al. (2010) o gás a ser injetado provém de fontes próximas,

como mostrado na Figura 9 . No entanto, o método possui algumas peculiaridades que não o

torna tão atrativo a princípio. O gás a ser injetado deve estar isento de umidade, e para que

isso seja garantido é necessária uma planta de tratamento de gás e uma rede de dutos ligando a

planta ao poço injetor para transportar o mesmo. O tratamento citado é importante para

impedir o entupimento dos dutos durante o transporte e a cristalização da água que contém o

gás não tratado durante a injeção. Além disso, caso haja uma distância considerável, também

se fazem necessários compressores, de modo que a pressão seja suficiente para transportar o

gás através dos dutos.

Figura 9: Injeção imiscível de gás


32

Se houver presença de capa de gás, a injeção pode também ser feita na parte mais alta

da estrutura, com o objetivo de aumentar a pressão e consequentemente a produção. Nesse

caso, os poços injetores são canhoneados no topo e os poços produtores são canhoneados na

base, como mostra a Figura 10.

Figura 10: Injeção na capa de gás


Esquemas de injeção

Os principais esquemas de injeção são a injeção periférica e a injeção em malhas.

A injeção periférica é favorecida por estruturas anticlinais e reservatórios com certa

inclinação, onde a principal característica é a densidade. A água injetada na periferia expulsa

o óleo por ter densidade menor e passa a ocupar um maior volume no reservatório, como se

fosse criado um aquífero natural. Essa injeção é interessante, pois permite a conversão de

poços produtores em injetores com o passar do tempo e se mostra muito eficiente.

A injeção de água ou de gás pode também ser realizada através de malhas, onde os

poços estão distribuídos uniformemente na área do reservatório, como pode ser observado na

Figura 11. Segundo Rosa et al. (2006) o fluido deslocante é injetado na zona de óleo,

alterando a distribuição de saturações e a movimentação natural dos fluidos no reservatório.

Esse mecanismo é utilizado principalmente em reservatórios planos, horizontais e de pequena

espessura, pelo fato de não existirem pontos preferenciais para a injeção de fluidos.

33

Figura 11: Injeção em malha

Fonte: Thomas (2001)

A viabilidade técnica e econômica do projeto, bem como as características físicas do

meio poroso e dos fluidos in situ, são essenciais para a escolha do esquema de injeção. Tal

escolha precisa incrementar a produção e simultaneamente compensar todos os investimentos

e custos associados.

3.2 Métodos de recuperação avançada

Os métodos terciários, também conhecidos como métodos especiais ou recuperação

avançada de petróleo (EOR) têm como objetivo aumentar a produção através do aumento da

mobilidade do óleo. São empregados nos processos onde os mecanismos convencionais

falharam ou não puderam ser utilizados por inviabilidade técnica ou econômica.

Tais métodos geralmente envolvem a injeção de fluidos, que além de deslocar o óleo

para fora dos poros da rocha, também interagem com o sistema.

Os métodos avançados buscam contornar dois principais problemas que acabam

resultando em baixas recuperações nos processos convencionais, a alta viscosidade do óleo e

as elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo.

Quando o óleo presente no reservatório possui altos valores de viscosidade, a

mobilidade fica comprometida com a utilização apenas dos métodos secundários. Parte

considerável dos hidrocarbonetos fica retida, pois o fluido injetado (de baixa viscosidade) não

se propaga de maneira adequada.

No que diz respeito às altas tensões interfaciais, o fluido injetado não consegue

deslocar o óleo do reservatório para fora dos poros, deixando saturações residuais elevadas,

implicando em prejuízos para a produção.

34

Em ambos os casos uma solução é a utilização de métodos especiais de recuperação,

que podem ser divididos em: térmicos, miscíveis e químicos, de acordo com a natureza geral

dos processos e o ponto principal a ser atacado (THOMAS, 2001), além dos métodos

biológicos que têm sido pesquisados nos últimos anos (Figura 12).

Figura 12: Métodos de Recuperação Avançada

Fonte: elaboração própria com dados de Thomas (2001)

De acordo com Kokal e Al-Kaabi (2010) a produção mundial se manteve

relativamente constante nos últimos anos. Os mecanismos de recuperação avançada

contribuíram com aproximadamente 3 milhões de barris diários de óleo, como pode ser

observado na Figura 13.

A maior contribuição provém dos métodos térmicos, com 2 milhões de barris por dia,

empregados em países como Canadá, Estados Unidos, Venezuela, Indonésia, Omã, China,

entre outros. Os métodos de injeção de CO2 têm sido mais empregados ultimamente e

contribuem com aproximadamente 330 mil barris diários de óleo, principalmente nos Estados

Unidos e Canadá. A injeção de hidrocarbonetos contribui com a mesma parcela em projetos

na Venezuela, Estados Unidos, Canadá e Líbia. Já a produção através dos métodos químicos é

Métodos de Recuperação Avançada

Químicos

Polímeros

Surfactantes

Alcalis

ASP

Espumas

Térmicos

Vapor/Água quente

Combustão in situ

Miscíveis

Dióxido de carbono

Nitrogênio

Gás natural

Biológicos

Microorganismos

35

mais comum na China. Outros, como os métodos microbiológicos ainda estão sendo testados

e não produziram quantidades significativas de óleo (KOKAL E AL-KAABI, 2010).

A utilização de tais métodos está ligada diretamente ao preço do petróleo, pois os

projetos são geralmente complexos, utilizam alta tecnologia e necessitam investimentos

consideráveis, além dos riscos.

Figura 13: Métodos avançados de recuperação e sua contribuição para a produção mundial

Fonte: Adaptado de Kokal e Al-Kaabi (2010)

Métodos térmicos

O insucesso da aplicação dos métodos convencionais em reservatórios com óleos

pesados e os baixos valores de recuperação, se dá pela alta viscosidade, característica que

dificulta o escoamento do óleo dentro do meio poroso. Por outro lado, os fluidos injetados

(água ou gás) têm uma mobilidade maior, que acaba resultando em baixas eficiências de

varrido.

Os métodos térmicos, também conhecidos como TEOR (thermally enhanced oil

recovery methods) são as técnicas avançadas de recuperação em que calor é empregado para

aquecer o óleo e reduzir substancialmente a viscosidade (CURBELO, 2006).

Existem dois métodos térmicos que aquecem o fluido de maneiras diferentes. No

primeiro deles, conhecido como Injeção de Fluidos Aquecidos, o calor é gerado na planta e

36

em seguida transportado para o interior da formação. O segundo método por sua vez consiste

em gerar o calor no interior do reservatório, chamado Combustão in situ.

O processo de Injeção de Fluidos mais utilizado é a Injeção de Vapor, muitas vezes

feito com uma planta de cogeração, onde uma turbina a gás gera a eletricidade e o calor é

usado para produzir o vapor a ser injetado no reservatório. São indicados para reservatórios

rasos e de óleo viscoso (NUPEG, 2005). A água pode também ser injetada em altas

temperaturas mas ainda no estado líquido, mecanismo conhecido como Injeção de Água

Quente.

A combustão in situ é outra forma de TEOR, caracterizada pela queima de uma

quantidade de óleo para aquecer o óleo ao entorno. Os hidrocarbonetos começam a se oxidar a

partir da injeção de ar aquecido, tal oxidação é intensificada até o ponto conhecido como

“ponto de ignição”, onde a temperatura é suficiente para estabelecer a combustão. O processo

continua então com a injeção de ar frio, que não compromete a geração de calor. É

considerado um procedimento pouco viável economicamente, além de ser complexo e de

difícil controle, podendo apresentar também problemas mecânicos. Utilizado principalmente

em campos onshore e em reservatório com óleos muito viscosos, com baixo grau API

(COTIA, 2012).

Métodos miscíveis

São processos com o objetivo de reduzir ou até mesmo eliminar as tensões interfaciais

existentes entre dois fluidos que não se misturam quando em contato. De acordo com

Curbelo (2006), essas tensões de natureza físico-química desempenham importante papel nas

relações rocha e fluido, podendo ser mais ou menos intensas, dependendo da natureza dos

fluidos e da rocha.

Após a injeção de água, grande parte do óleo do reservatório é deixado para trás, seja

na fase descontínua na zona varrida pela água ou em uma fase contínua na zona não varrida.

A solução é a injeção de fluidos miscíveis com o óleo, de forma que sejam eliminadas as

tensões interfaciais, reduzindo o efeito do aprisionamento de óleo pela ação das forças

capilares na interface. O óleo será então totalmente deslocado para fora dos poros. Para tal

processo pode-se utilizar diversos gases, como o dióxido de carbono, o gás natural e o

nitrogênio.

Quanto à Injeção de dióxido de carbono (CO2), segundo Mathiassen (2003), a

experiência obtida com a utilização de tal método, em todo o mundo, indica que este pode

gerar um adicional nos fatores de recuperação de 7 a 15% do OOIP. No Brasil, a utilização de

37

CO2 como método de recuperação suplementar foi iniciada há 28 anos na Bahia

(PETROBRAS, 2009).

Esse mecanismo utiliza o CO2, que quando injetado sob altas pressões, reduz a

viscosidade do óleo. O deslocamento de óleo por injeção de dióxido de carbono baseia-se no

comportamento das fases da mistura, que são fortemente dependentes da pressão do

reservatório, temperatura e composição do hidrocarboneto. Mesmo se for injetado acima da

pressão mínima de miscibilibade, o CO2 se expande e causa um inchamento de até 20% no

óleo.

O fator de inchamento é calculado como a razão entre o volume na pressão e

temperatura de saturação do óleo saturado com CO2 e o volume do óleo livre de CO2 na

mesma pressão (COTIA, 2012).

Além do inchamento, outro mecanismo importante para a recuperação é a vaporização

do óleo. Isto é, através de múltiplos contatos entre o óleo e o CO2, a composição do óleo vai

sendo alterada. O dióxido de carbono é vantajoso por possuir um maior intervalo de

vaporização comparado com o metano, abrangendo óleos com componentes de C3 a C30

(ROSA et al., 2006).

Uma das barreiras à sua utilização é a disponibilidade de dióxido de carbono a baixos

custos no local da operação. Em compensação, a fração injetada de CO2 permanece na

formação, o que é extremamente útil para combater o aquecimento global, tendo em vista que

tal gás é pertencente ao grupo dos gases causadores do efeito estufa.

Tendo em vista a possibilidade de comércio de créditos de carbono, os projetos de

injeção de CO2 podem se tornar mais viáveis economicamente baseados nos incentivos fiscais

do governo.

No Brasil, a utilização do CO2 como mecanismo de recuperação avançada de petróleo

representa uma grande oportunidade em razão das recentes descobertas relacionadas ao Pré-

Sal (COTIA, 2012).

Segundo Beltrão et at (2009) o óleo contido nos reservatórios carbonáticos da

formação de Tupi, localizado no pré-sal, é leve, com alta quantidade de gases e contendo

entre 8 e 12% de CO2.

Com a decisão da Petrobras de não ventilar para a atmosfera o CO2 produzido, o uso

do gás para a recuperação tornou-se uma possibilidade, uma vez que estes deverão ser

tratados na plataforma.

Outro benefício do dióxido de carbono em rochas carbonáticas é a dissolução de

carbonatos de cálcio e magnésio na presença de água, graças à formação do ácido carbônico.

38

Tal dissolução aumenta consideravelmente a permeabilidade da rocha, melhorando a

injetividade no poço e o fluxo de fluidos no meio poroso (CARCOANA, 1992). Embora

vantajosa do ponto de vista do reservatório, a formação do ácido carbônico implica na

necessidade de uso de ligas metálicas especiais e proteção para as instalações.

De acordo com Cotia (2012), como desvantagens cabe citar a produção prematura de

CO2, que depende da heterogeneidade do reservatório, e outras relacionadas com o preço e

disponibilidade do gás.

Já o método conhecido como WAG (Water Alternating Gas) é a combinação de duas

técnicas tradicionais de recuperação, a injeção de água e a de gás, combinando os benefícios

da eficiência para varredura microscópica do gás com a estabilidade e economia obtidos pela

injeção de água.

Segundo Rogers & Grigg (2001), a primeira aplicação do método em campo foi

realizada em 1957 no campo North Pembina, em Alberta no Canadá pela Mobil e nenhuma

anormalidade foi observada.

A injeção convencional de gás e injeção de água separadamente costumam deixar ao

menos 50% de óleo residual, enquanto o processo de WAG pode alcançar uma eficiência de

90%, utilizando a técnica de five-spot.

A água e o gás podem ser injetados alternadamente, processo chamado de injeção

intermitente, mais usual, embora também sejam injetados simultaneamente (ROGERS &

GRIGG, 2001).

Tal técnica é normalmente utilizada para controle de mobilidade tanto em processos

de injeção de CO2 miscível como imiscível, o segundo, porém, em menor escala. O controle

de mobilidade é possível através da escolha da razão de injeção de água/gás que reduza a

tendência que o gás tem de se deslocar à frente do óleo, aumentando a eficiência de varrido.

As razões podem ser estimadas através de dados de permeabilidade relativa ou empiricamente

com dados de campo ou simulações.

Nos últimos anos, a injeção de CO2 tem sido vista como uma técnica promissora para

controle das emissões de dióxido de carbono. O CO2 ao invés de ser ventilado para a

atmosfera é armazenado no subsolo através do método WAG, diminuindo sua concentração

no meio ambiente, reduzindo assim o impacto ambiental da emissão de CO2 no efeito estufa.

Entre os problemas relacionados à utilização de tal processo estão a corrosão e o

aparecimento de anormalidades de injetividade durante os ciclos de WAG. Além dos altos

custos de completação e da complexidade das operações, que podem se tornar fatores

limitantes em muitos projetos.

39

Métodos químicos

Entre os métodos químicos, pode-se citar a injeção de polímeros, injeção de álcalis,

injeção de substâncias tensoativas (surfactantes), injeção de microemulsão, espumas entre

outros. Tais mecanismos pressupõem uma interação química entre o fluido injetado e os

fluidos da formação (GADELHA DE SOUSA, 2003).

A adição de polímeros à água de injeção auxilia na viscosificação da água injetada,

transformando-a em um fluido com a mesma mobilidade do óleo, aumentando assim a

eficiência de varrido. Esse método de recuperação é empregado normalmente em

reservatórios com óleos de alta viscosidade.

Os surfactantes, por sua vez, reduzem as tensões interfaciais entre a água e o óleo,

ampliando a eficiência de deslocamento. Eles diminuem a saturação residual de óleo e

minimizam a intensidade dos efeitos capilares, responsáveis por aprisionar o óleo no

reservatório. Além disso, ao alterarem a molhabilidade da rocha-reservatório facilitam a

recuperação dos hidrocarbonetos (GADELHA DE SOUSA, 2003).

As substâncias alcalinas, ou álcalis, são adicionadas à água de injeção e reagem com

ácidos orgânicos presentes em determinados óleos, produzindo no reservatório soluções

tensoativas. Diversos são os efeitos dessas soluções dentro do reservatório, entre eles o

aumento da produção. Em geral, utiliza-se soda cáustica.

A injeção de microemulsão propõe um deslocamento miscível com boas eficiências de

varrido, é uma mistura que busca o controle da viscosidade e miscibilidade. As espumas

também atuam buscando melhora da eficiência de varrido, tanto por viscosificação da água de

injeção como pelo bloqueio físico de canais de alta permeabilidade. ASP (Álcalis, Surfactante

e Polímeros) é um método avançado de recuperação que combina o uso de álcalis,

surfactantes e polímeros.

Métodos microbiológicos

São métodos que envolvem a introdução ou estimulação de microorganismos,

adequadamente escolhidos, em um reservatório de óleo com o objetivo de aumentar a

recuperação. O produto do metabolismo das bactérias atua para o aumento da recuperação.

Em geral, se dá por um efeito parecido com o de outros métodos avançados, já que as

bactérias podem produzir gases miscíveis, como CO2, CH4 e N2, biopolímeros e

biosurfactantes.

Capítulo 4 – Estudos de caso - Métodos de recuperação em reservatórios

carbonáticos

4.1 Ghawar

4.1.A) O campo

Segundo Bates (1973), Ghawar é o maior e mais produtivo campo de petróleo no

mundo. Ele está localizado no leste da Arábia Saudita em uma região desértica conhecida

como Quadrante Vazio (Figura 14). O reservatório é considerado um gigante, com 289 km de

extensão e 40 km de largura.

Figura 14: Localização do campo de Ghawar

Fonte: Fischbuch & Keith (2010)

O campo foi descoberto em 1948 pela Arabian American Oil Company (hoje Saudi

Aramco) e está localizado a 200 km da capital Riad e a 100 km da cidade de Dhahran. As

estimativas para as reservas provadas de Ghawar estão em torno de 70 bilhões de barris de

óleo leve, 33oAPI (FISCHBUCH & KEITH, 2010).

41

Sua formação se iniciou no período Jurássico e se desenvolveu durante o Cretáceo,

quando foi formada uma matriz ideal para a existência de hidrocarbonetos. Antes disso, no

período conhecido como Carbonífero, movimentos de placas tectônicas contribuíram para

erodir lagos, acumulando assim matéria orgânica.

Embora Ghawar seja um único campo, ele é subdividido em seis áreas, Fazran, Ain

Dar, Shedgum, Uthmaniyah, Haradh e Hawiyah. Geologicamente, a área é classificada como

uma estrutura subterrânea bastante simples, um típico reservatório do Oriente Médio, formado

por calcário poroso e dolomita. O óleo provém de uma zona produtiva conhecida como

Arab D, a 2100 metros da superfície (BATES, 1973).

O reservatório apresenta diversas características que o tornam um super produtor,

como altos valores de porosidade (até 35%), alta permeabilidade, óleo leve e uma rocha

selante evaporítica composta de anidritas impermeáveis.

4.1.B) Histórico

A produção comercial no campo de Ghawar começou em 1951 e alcançou o ápice de

5.7 milhões de barris diários em 1981. Esta foi a maior taxa de produção alcançada por apenas

um campo da história mundial e representou 58% da extração total da Arábia Saudita naquele

ano. Entre os anos de 1948 e 2000 entre 60 e 65% do óleo produzido no país veio do campo

de Ghawar (Figura 15).

Sua produção ficou restrita durante os anos 80, mas em 1996 foram adicionadas duas

novas áreas na parte sul de Ghawar, conhecidas como Hawiyah e Haradh, a produção então

voltou a ser de 5 milhões de barris por dia.

A produção acumulada do campo é de aproximadamente 55 bilhões de barris. Ghawar

ainda é hoje o mais importante campo de petróleo com produção diária entre 4.5 e 5 milhões

de barris, o que representa em torno de 6% da produção mundial de óleo.

A produção em Ghawar foi auxiliada pela injeção de água, iniciada em 1965. As taxas

de injeção estão em torno de 7 milhões de barris de água do mar por dia, o que produz um

efeito conhecido como “water cut”, que é a produção conjunta de óleo e água em um poço.

Ghawar produz aproximadamente 2 bilhões de pés cúbicos de gás associado por dia, e

tem ainda capacidade de produzir mais de 5.2 bilhões de pés cúbicos de gás não-associado da

seção paleozóica, localizada entre 10 mil e 14 mil pés de profundidade.

42

Figura 15: Produção do campo Ghawar

Fonte: Robelius, 2005

4.1.C) Métodos de recuperação

Segundo Burgess (2006), na Árabia Saudita, água salgada é injetada nos campos de

petróleo com o objetivo de manter a pressão e consequentemente estimular a produção. A

Saudi Aramco, companhia nacional de petróleo, injeta atualmente 7 milhões barris de água do

mar por dia em Ghawar.

Atualmente apenas 30% do óleo presente nos reservatórios pode ser retirado. A

injeção de água aumenta essa porcentagem e mantém a taxa de produção por muitos anos.

Entretanto, ao longo do tempo, o volume de água produzida aumenta, diminuindo

proporcionalmente o volume de óleo que chega à superfície. Depois de certo tempo, a

operação no campo não é mais viável, pois este produz somente água com resquícios de óleo

(BURGESS, 2006).

43

Ao longo das décadas, a injeção de água tem sido o método de maior sucesso para a

recuperação de petróleo, pelos seguintes motivos:

a) água é um fluido de injeção eficiente para a recuperação de óleos leves e médios;

b) é relativamente fácil injetar água na formação;

c) a água está disponível e a um baixo custo;

d) a injeção de água envolve menores investimentos e menores custos de operação

comparada com os métodos avançados de recuperação.

O alvo de um gerenciamento de injeção de água em um reservatório é maximizar a

recuperação de óleo, melhorando a eficiência de varrido volumétrico através de uma série de

tecnologias e práticas.

Como a injeção de água foi vista apenas como um processo físico para manter a

pressão do reservatório e direcionar o óleo para os poços produtores, menor atenção foi dada à

química da água de injeção e seu impacto na recuperação (YOUSEF et al., 2011).

Nos últimos anos, pesquisas têm mostrado que o ajuste da salinidade e da composição

de íons na água de injeção pode favorecer as interações entre a rocha e o óleo, alterar a

molhabilidade da rocha, aumentar a eficiência de deslocamento microscópico e eventualmente

melhorar a recuperação de óleo.

De acordo com Yousef et al. (2011), a Saudi Aramco, através do Centro Avançado de

Pesquisa (do inglês, Advanced Research Center) desenvolveu um processo conhecido como

“Smart WaterFlood” para explorar o potencial de recuperação de hidrocarbonetos ajustando

propriedades da água de injeção (por exemplo, salinidade, composição iônica, tensão

interfacial, viscosidade, entre outros).

Os íons da água do mar (SO42-

, Ca2+

, Mg2+

) reagem com a superfície da rocha,

podendo alterar suas cargas, extraindo componentes carboxílicos do óleo, alterando a

molhabilidade e melhorando a recuperação de óleo (YOUSEF et al., 2011).

O indicado seria a injecão de água com baixa salinidade para arenitos e água com alta

salinidade para carbonatos para que uma melhor recuperação fosse alcançada.

Testes de campo foram recentemente concluídos com êxito, confirmando o potencial

do Smart WaterFlood como mecanismo de recuperação, feito que vem sendo observado por

empresas internacionais que também operam em carbonatos (CRESSWELL, 2012).

.

44

4.2 Cantarell

4.2.A) O campo

O complexo de Cantarell foi descoberto em 1976 por um pescador, Rudesindo

Cantarell e suas reservas provadas ultrapassam 17 bilhões de barris de óleo. São reservatórios

carbonáticos, do Crétaceo Superior, localizados a aproximadamente 80 km da costa da

Península de Iucatã, na Baía de Campeche, no México (Figura 16).

Figura 16: Localização do complexo de Cantarell

Fonte: Limón-Hernández et al. (2001)

Cantarell possui área de 162 km2

e de acordo com o Sistema de Información

Energética (SIE) é composto pelos seguintes campos: Akal, Nohoch, Chac, Kutz, Ixtoc e

Sihil. Akal é o maior campo, e pode ser considerado um supergigante, sendo o sexto maior

reservatório do mundo. A profundidade média de Akal é estimada em 2300 metros abaixo do

nível do mar. Tal reservatório, de aproximadamente 900 metros de espessura, não possuía

capa de gás original, mas quando a produção de óleo foi iniciada formou-se uma capa de gás

secundária, responsável então pela manutenção da pressão. A formação é muito fraturada e

possui altos valores de permeabilidade.

O óleo de Cantarell é classificado como pesado e possui grau API variando entre 19 e

22 e contém enxofre em sua composição. A zona produtora consiste de diferentes formações

geológicas, altamente fraturadas com grandes espaços gerados pela dissolução, provendo uma

grande capacidade de produção.

45

O petróleo bruto é transportado através de oleodutos para navios petroleiros em Cayo

de Arcas e para tanques de armazenamento em Dos Bocas, onde parte da produção é

exportada e o restante é transportado através de tubulações. O gás produzido é enviado para

tratamento em terra e consumo, e o restante é devolvido para ser utilizado como gas lift.

4.2.B) Histórico

O campo de Akal foi descoberto em Junho de 1979, com um poço que fluía 34 mil

barris por dia. Foi colocado em produção nesse mesmo ano e em 1981 chegou a produzir 1.16

milhões de barris por dia através de 40 poços. Em 1994 a produção declinou, e chegaram a ser

produzidos 900 mil barris por dia. Em 1996, a Pemex (Petróleos Mexicanos), empresa estatal

mexicana, deu início a estudos com o objetivo de redesenvolver um plano para Cantarell. O

plano foi concluído durante o mesmo ano e a implantação dos projetos começou

imediatamente, conhecidos como Proyecto Cantarell (Projeto Cantarell).

A partir de 1997, começou a ser implantado um método de injeção de nitrogênio que

ajudou a aumentar a produção do campo, alcançando valores próximos a 1.6 milhões de barris

em 1997, como pode ser observado na Figura 17. A injeção, com o objetivo de manter a

pressão foi feita na capa de gás, no topo do reservatório.

Em 2001, cada um dos poços do complexo de Cantarell produzia uma média de 9 mil

barris de óleo por dia. A produção de tais poços pode ser considerada excelente, comparando

com outros campos do México, pois ela é 9 vezes maior que a produção média, em torno de

mil barris por dia. E em 2003 a produção chegou a 2.2 milhões de barris.

A partir de 2006 a produção de Cantarell começou a declinar e a produção caiu de

1.99 milhões de barris por dia em janeiro para 1.44 milhões de barris diários em dezembro. A

produção continuou em queda, alcançando o valor de 772 mil barris por dia em 2009. E em

2011 chegou a 449 mil barris por dia. A Pemex espera que a produção se estabilize em 400

mil barris por dia até 2017. Tais quedas afetaram drasticamente a economia mexicana.

(OFFSHORE-TECHNOLOGY, 2012). No ano de 2012, a produção média do mês de

novembro foi de aproximadamente 390 mil barris diários (SIE, 2012).

Recentemente, o complexo de Cantarell perdeu o lugar de maior produtor do México

para o complexo Ku-Maloob-Zaap, cuja produção atual é de aproximadamente 867 mil barris

por dia, também localizado na Baía de Campeche (SIE, 2012).

46

Figura 17: Produção de óleo no complexo mexicano após a implementação do Projeto Cantarell

Fonte: Limón-Hernández et al. (2001)


Segundo Bechtel (1999) os estudos para garantir a manutenção da pressão dos

reservatórios focam na definição de tipo ideal de fluido para compensar os volumes de óleo e

gás retirados.

A injeção de água foi rejeitada graças à estrutura dos carbonatos, composta por muitas

falhas e fraturas. A preocupação era com a possibilidade de produzir muito rapidamente água

nos poços e a presença do fenômeno de digitação viscosa. Em ambos os casos, a água migra

preferencialmente pelas fraturas e alcança o poço antes do óleo, não resultando em efeitos

positivos para o aumento da produção.

O gás natural seria uma ótima escolha considerando sua larga utilização e

compatibilidade com o reservatório. No entanto, fatores técnicos e econômicos fizeram com

que a escolha fosse diferente. O volume de gás produzido em Cantarell era menor que um

terço do volume requerido para a manutenção da pressão, seria então necessária a importação

de uma grande quantidade de gás, não sendo viável, contabilizando também os custos

47

relativos ao transporte. Também não era interessante retirar o gás natural do mercado

mexicano, considerando que a disponibilidade já não era suficiente para abastecer o mercado

nacional.

A injeção de CO2 também tinha suas desvantagens quando comparada com o

nitrogênio, por causa da compressibilidade e do fator volume de formação. O CO2 tem um

fator de compressibilidade bem menor comparado ao nitrogênio (0.43 contra 1.02 em

condições de 140.8kg/cm2 e 60

oC). Além disso, o fator volume de formação do CO2 é muito

menor que o do nitrogênio, o que faz com que o volume necessário de CO2 seja 45% maior

que o volume de nitrogênio na injeção. O CO2 pode ainda causar corrosão e seu processo de

recuperação é considerado complexo e caro.

Foi então selecionado o nitrogênio puro por possuir diversas vantagens técnicas e

econômicas. O nitrogênio é quimicamente inerte e não causa nenhum efeito ou reação

indesejada no reservatório. O volume necessário para manter a pressão é menor, comparado

com CO2 ou gás natural, por exemplo, assim como o custo de produção, que também é menor

para o nitrogênio (BECHTEL, 1999).

A planta para a produção de nitrogênio, a maior do mundo, foi construída em terra,

próxima à cidade de Atasta. O nitrogênio é mandado através de tubulações para ser injetado

no reservatório. A produção de nitrogênio para manter a pressão é aproximadamente 1200

bilhões de pés cúbicos por dia. A planta consiste de cinco linhas de produção, cada uma com

uma unidade de separação operada por turbinas, cuja energia é fornecida pelo gás natural da

Pemex (OFFSHORE-TECHNOLOGY, 2012).

De acordo com Limón-Hernández et al. (2001), com o aumento da produção, a Pemex

identificou também a necessidade de uma nova infra-estrutura para fornecer confiabilidade

suficiente para garantir a segurança física das pessoas e instalações além de proteger o meio

ambiente. Segurança e confiabilidade são importantes para garantir a continuidade das

operações de manutenção e durante operações de contingência, como por exemplo, condições

climáticas adversas.

Projetos e instalações foram realizados para que existisse uma conformidade com as

normas internacionais no que diz respeito à segurança e à proteção ambientais. Entre eles

estão o Sistema de Flutuação, Armazenamento e Descarga (FSO); 84 km de tubulações

submarinas; Sistemas de desligamento, em caso de emergência; Sistemas de detecção de gás e

fogo e Sistemas digitais de controle e monitoramento.

48

4.3 Wafra

4.3.A) O campo

O campo de Wafra é um gigante onshore localizado na Zona Dividida

(Divided Zone – DZ) entre Kuwait e Arábia Saudita (Figura 18), que dividem igualmente os

recursos providos dos hidrocarbonetos. O Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) subsidiário do

Kuwait Petroleum Corporation (KPC) gerencia 50% (tanto da parte onshore como da parte

offshore). E a outra metade é gerenciada pela Saudi Arabian Chevron (SAC) na parte onshore

e pela Aramco Gulf Operations Company (AGOC) subsidiária da Saudi Aramco, na parte

offshore (CHOUDHARY et al., 2012).

O campo foi descoberto em 1954 e os reservatórios carbonáticos do Paleoceno e

Eoceno produzem óleo pesado. O grau API varia entre 14 e 21, e apresenta enxofre em sua

composição. É formado por dolomitas associadas a anidritas, com altos valores de porosidade

e permeabilidade. A anidrita divide a formação em dois reservatórios, mas estes se encontram

hidraulicamente conectados.

Figura 18: Localização do campo de Wafra

Fonte: Choudhary et al. (2012)

49

4.3.B) Histórico

A produção se iniciou em 1956, quando o fator de recuperação era de 4% do OOIP.

No ano de 1963 eram 140 poços produtores no total, quando a produção começou a declinar

com o aumento da produção de água e diminuição da pressão do reservatório.

Em 1988, a perfuração de novos poços parou o declínio da taxa de produção. Essa

tendência continuou após o ano de 1997 quando o programa de perfuração foi retomado no

pós-guerra.

Eram no total mais de 300 poços em produção em 2009. Em junho de 2009, 238 poços

estavam produzindo. A pressão do reservatório caiu de 434 psia para 250-300 psia.

Antes da injeção de vapor, a produção no poço piloto do primeiro reservatório, datado

do Eoceno, era de aproximadamente 200 barris por dia. No final do ano de 2010 com a

implementação do método térmico de recuperação a produção alcançou o valor de 1500 barris

de óleo diários (ALIZADEH et al., 2007).


Os reservatórios do campo de Wafra têm um grande potencial de produção de óleos

pesados. De acordo com Choudhary et al. (2012), a presente recuperação de óleo pesado e

viscoso (14o – 21

o API e viscosidade de 30-200 cP) é de apenas 4%. No entanto a recuperação

de um óleo relativamente mais leve e com menores valores de viscosidade (24o

API e 2 cP de

viscosidade) tem alcançado 30% do OOIP.

Estudos indicam ainda que a recuperação do óleo pesado pode chegar a 40% do OOIP

com a implantação de um método térmico de recuperação, a injeção de vapor. Esse é o

método térmico mais utilizado na indústria, e tem como objetivo reduzir a saturação de óleo e

aumentar a eficiência de varrido volumétrico através da redução da viscosidade, expansão

térmica do óleo e destilação do vapor.

Na ausência de qualquer análogo de injeção de vapor e água para óleo pesado em

reservatórios carbonáticos, é um grande desafio determinar a viabilidade técnica e econômica

da implantação dos processos de recuperação avançada (EOR). Tendo em vista as grandes

incertezas e os riscos envolvidos, tanto técnicos como econômicos, uma abordagem gradual e

dividida em fases foi adotada.

Segundo Choudhary et al. (2012) em 1999 foi conduzido um estudo para determinar a

melhor técnica de recuperação para o campo em questão, tendo sido feitos testes em

laboratórios, estudos geológicos e modelos de simulação de reservatórios. Foram estudados

50

cinco métodos, injeção de água, de polímeros, de vapor, combustão in situ e injeção imiscível

de gás (WAG – Water-Alternating-Gas).

Para o primeiro reservatório, a injeção de vapor foi determinada como a melhor opção.

Já para o segundo tanto a injeção de vapor como de água seriam economicamente viáveis, e a

injeção de água teria custos de implantação menores.

No ano de 2003 foram feitos estudos para projetos piloto para validar a aplicação do

vapor e reavaliar a utilização da água para injeção.

Entre os anos de 2004 e 2009 foram realizados projetos para selecionar as áreas mais

adequadas para os poços piloto, seu desenvolvimento e a avaliação do processo. Foram

também construídos novos modelos de simulação utilizando dados dos poços piloto para

gerenciamento de incertezas e atualização dos riscos.

Em 2009 foi efetivada uma atualização também do modelo geológico. No ano de

2011, com mudanças no ambiente econômico, altos custos e um cenário de preços mais altos

comprovaram os estudos anteriores.

Com a baixa disponibilidade de água doce nessa parte do mundo, a sua obtenção para

geração de vapor foi um desafio, a única solução ambientalmente e economicamente viável

foi a utilização da água produzida, que se mostrou extremamente funcional.

Desde 2008 estudos têm sido realizados para a avaliação da utilização da injeção de

água no segundo reservatório, o projeto já foi implantado com as vantagens de ter menores

custos de implementação e operação, mas os resultados ainda são inconclusivos.

(CHOUDHARY et al., 2012)

Ao contrário da utilização de água, o vapor utilizado a partir de junho 2009, com 16

poços injetores, tem se mostrado muito promissor como método de recuperação avançada,

aquecendo o óleo, reduzindo sua viscosidade e permitindo sua extração através dos poços,

graças às propriedades favoráveis presentes nos reservatórios do campo de Wafra

(CHEVRON, 2012).

No ano de 2011, a produção do primeiro reservatório aumentou 600% comparada com

a produção antes da injeção de vapor. Ainda no ano de 2011, tal mecanismo de injeção foi

aplicado no segundo reservatório.

Em 2013 será tomada a decisão de implementar o projeto de injeção em todo o campo,

e se isto for feito, será o maior projeto de injeção de vapor do mundo (CHEVRON, 2012).

4.4 Ekofisk

51

4.4.A) O campo

De acordo com Norwegian Petroleum Directorate (NPD) (2012), Ekofisk é um campo

petrolífero localizado na parte sul do Mar do Norte, com aproximadamente 50 km2. A

produção se dá por carbonatos que datam do Paleoceno e Cretáceo. Tal formação se localiza a

300 km da costa da Noruega, como pode ser observado na Figura 19.

Figura 19: Localização de Ekofisk, entre Noruega, Dinamarca e Reino Unido

Fonte: Statoil (2011)

Ekofisk possui um sistema de fraturas naturais que formam o caminho preferencial

para a produção de hidrocarbonetos e injeção de fluidos. A permeabilidade média do campo é

em torno de 150 mD e apresenta porosidade matricial de 35%. O reservatório possui mais de

300 metros de espessura e está localizado entre 2900 e 3250 metros abaixo do nível do mar.

Tabela 3: Reservas recuperáveis do campo de Ekofisk

Reservas recuperáveis

Original Restante (em 31 de dezembro de 2011)

552.7 milhões de metros cúbicos standard de óleo 120.9 milhões de metros cúbicos standard de óleo

162.1 bilhões de metros cúbicos standard de gás 21.5 bilhões de metros cúbicos standard de gás

14.9 milhões de toneladas de gás natural líquido 2.1 milhões de toneladas de gás natural líquido

Fonte: elaboração própria com dados de NPD (2012)

52

Segundo o NPD (2012) a produção média de óleo em 2012 foi de 127 mil barris

diários, 1.29 bilhões de metros cúbicos standard de gás e 0.15 milhões de toneladas de gás

natural liquefeito (NGL).

4.4.B) Histórico

Descoberto em 1969, Ekofisk teve sua produção iniciada pela Phillips Petroleum Co,

que anos mais tarde após a fusão com a Conoco Inc. tornou-se a ConocoPhillips,

multinacional norte-americana da área de energia.

O campo foi inicialmente produzido por navios petroleiros até um tanque concreto de

armazenamento ser construído em 1973. Desde então o campo vem se desenvolvendo com

muitas instalações, incluindo instalação de risers para campos associados e dutos de

exportação. Várias instalações têm sido desativadas ou estão aguardando para serem

descartadas.

O centro Ekofisk, como é conhecido, é um complexo composto por oito campos de

óleo e gás, Cod, Ekofisk, West Ekofisk, Tor, Albuskjell, Eldfisk, Edda and Embla. Tal

complexo de plataformas e estruturas também oferece suporte para outros campos ao redor

(NPD, 2012).

Hoje, a parte operacional do centro Ekofisk consiste em instalações de alojamento, de

produção, de perfuração e de processamento. Das instalações na cabeça de poço, localizada na

parte sul do campo, a produção será processada no centro Ekofisk. A Figura 20 mostra o

complexo de Ekofisk.

Figura 20: Conjunto de instalações do campo de Ekofisk

Fonte: Offshore Nieuws.NL, 2013

53

Um plano de injeção de água foi aprovado em dezembro de 1983, um plano de

desenvolvimento e operação (PDO - Plan for development and operation) para Ekofisk II foi

aprovado em 1994 e outro PDO para ampliação de Ekofisk foi aprovado em 2003.

Em 2010 foi aprovada a construção de mais uma instalação, a Ekofisk L, para

acomodação, que será colocada em operação a partir de agosto de 2013.

A produção em Ekofisk é mantida alta através de diversos projetos de perfuração de

poços produtores e injetores de água (Figura 21). Novos projetos aprovados em 2011 incluem

a construção de duas novas instalações, a Ekofisk K para produção e a Ekofisk VB, que será

uma estrutura submarina para injeção de água. O Ekofisk K tem previsão para começar a

produzir em 2013.

Figura 21: Produção do campo de Ekofisk

Fonte: Adapatado de NPD (2012)


Ekofisk foi originalmente desenvolvido por depleção e tinha fator de recuperação

estimado em 17%. Desde então, foram implementados mecanismos de injeção de gás e água

que contribuíram para um aumento substancial na recuperação de óleo. Em 1987, iniciou-se a

injeção de água em larga escala, e nos anos seguintes a área de injeção foi extendida em

diversas fases, contribuindo para um aumento significativo nas taxas de produção de

hidrocarbonetos. (NPD, 2012)

54

Figura 22: Incremento da produção de óleo após o ínicio da injeção de água

Fonte: Adaptado de Firoozabadi (2000)

A Figura 22 mostra a produção do campo de Ekofisk de 1972 a 1997. A implantação

do método de injeção de água ocorreu no ano 1987 e a produção aumentou substancialmente

de 70 mil barris de óleo diários para 260 mil barris de óleo por dia em 1997

(FIROOZABADI, 2000).

A experiência provou que o deslocamento do óleo pela água é mais eficaz que o

previsto e o fator de recuperação de Ekofisk é hoje de aproximadamente 50%.

Além da injeção de água, a compactação do reservatório contribui para a drenagem do

campo. A compactação do reservatório resultou na subsidência do leito marinho, que é agora

mais de 9 metros na parte central do campo. É esperado que a subsidência continue por

muitos anos porém com menores taxas.

De acordo com Pereira (2007) acreditava-se inicialmente que a compactação do

reservatório estava relacionada com o aumento das tensões efetivas provenientes somente da

depleção do reservatório. Após a implementação do mecanismo de injeção de água, a

depleção foi estagnada, entretanto as taxas de compactação continuavam constantes,

indicando um enfraquecimento da rocha quando em contato com a água de injeção,

comprovado por testes laboratoriais. A descoberta da subsidência e a compactação induzida

pela injeção de água proveram uma quantidade de esforços visando o desenvolvimento de

métodos para simulação numérica desses processos.

55

4.5 Asmari

4.5.A) O campo

Consiste de duas formações que não se comunicam, Asmari e Bangestan, localizadas

no Irã (Figura 23). O reservatório de Asmari, do Oligo-Mioceno é um supergigante de óleo e

o de Bangestan, do Cretáceo Superior um gigante que contém gás e uma pequena quantidade

de condensado.

Figura 23: Localização dos campos da formação de Asmari

Fonte: Honarmand e Amini, 2012

A porosidade varia de 7 a 10 por cento e a saturação de água de 28 a 40 por cento. A

espessura do reservatório de Asmari é de aproximadamente 426 metros e este se localiza na

planície Khuzestan, cobrindo uma área de 231 km2, sendo 90km

2 de reservatórios de

hidrocarbonetos.

Alizadeh et al. (2007) explica que a formaçao de Asmari é reconhecida como uma

unidade geológica extensa e notória por conter grandes acumulações de óleo. Apesar da

litologia do reservatório ser complexa, existe uma boa evidência que o reservatório esteja

comunicado a algumas acumulações no seu entorno, na área de Ahwaz.

Outras características tornam a formação interessante para a produção de petróleo,

como a presença de um vasto sistema de fraturas; profundidades que permitem baixos custos

de perfuração (entre 300 e 3300 metros); alta pressão do reservatório (mantida pela capa de

56

gás); alta qualidade do óleo (baixa porcentagem de enxofre, que é um contaminante e graus

API maiores que 30); numerosas e gigantes estruturas anticlinais que atuam como trapas ou

armadilhas; a presença de uma rocha selante espessa e eficiente e a presença de um aquífero

na sub-superfície (HARCHEGANI & ESRAFILI-DIZAJI, 2011).

Segundo Alizadeh et al. (2007), em 1974 foram feitos os primeiros estudos de Asmari,

preparados pela BP e utilizando 3 poços. A formação foi dividida em 5 unidades, carbonatos e

arenitos superiores, carbonato intermediário e carbonatos e arenitos inferiores.

Em 1978 Shir Mohammadi revisou a distribuição do reservatório e passou a dividí-lo

em 8 zonas, também separando em carbonatos e arenitos (ALIZADEH et al., 2007).

4.5.B) Histórico

A produção de óleo começou no ano de 1973, alcançando em 1979 a pressão de

saturação. Em 1980 a produção parou por um período de 4 anos. Durante este período, foram

feitas duas cargas de gás na capa de gás do reservatório. A pressão aumentou em 400 psi no

mesmo período em que foi provada a existência de um forte sistema aquífero.

Para a manutenção da pressão foi implementada a injeção contínua de gás e voltou-se

a produzir óleo. No ano de 2007 eram no total 47 poços no campo, dos quais 12 produziam de

Asmari (ALIZADEH et al., 2007).


Na formação de Asmari de acordo com Behbahani et al. (1996), a injeção de gás com

o objetivo de manter a pressão é preferível à injeção de água. Isso ocorre porque a

recuperação alcançada com a injeção de gás é maior se comparada à injeção de água no

mesmo nível de pressão. O aumento da recuperação contribui para 4 fatores: 1) redução da

densidade do óleo pela alta quantidade de gás em solução; 2) redução da tensão interfacial; 3)

mudança dos limites do diagrama de fases e da posição do ponto crítico 4) redução da

viscosidade e aumento do fator volume de formação.

A maior eficiência de deslocamento através da injeção de gás durante a recuperação

primária é particularmente observada em reservatórios altamente fraturados, que é o caso do

gigante Asmari.

Com o objetivo de reduzir o número de incertezas, foi decidido simular o desempenho

do reservatório durante um período abaixo da pressão de saturação, sem gás no reservatório.

57

Testes foram realizados em três condições operacionais: depleção natural, manutenção de

pressão e esquema de re-pressurização (BEHBAHANI et al., 1996).

No primeiro deles, foi estabelecida injeção zero, e a partir dai pode ser percebido o

efeito positivo da injeção de gás que impediu a queda da pressão do reservatório e o aumento

do contato água-óleo.

A injeção de 80 milhões de pés cúbicos de gás em 7 anos produziu um aumento de 31

% na recuperação e o reservatório passou a produzir a uma taxa mais alta por um maior

período de tempo, como pode ser observado na Figura 24.

Figura 24: Manutenção da pressão através da injeção de gás

Fonte: Behbahani et al. (1996)

No que diz respeito à manutenção da pressão, calculou-se que a quantidade necessária

de gás para que a pressão se mantivesse constante seria de 520 milhões de pés cúbicos, que

poderiam ser produzidos a partir da formação de Bangestan.

E para que o reservatório fosse re-pressurizado e alcançasse sua pressão original seria

necessário 1 trilhão de pés cúbicos de gás, aumentando a recuperação em apenas 3%, não se

mostrando uma solução viável (BEHBAHANI et al., 1996).

58

4.6 Lula

4.6.A) O campo

O campo de Lula foi descoberto pela Petrobras em setembro de 2006 e é considerado

o primeiro supergigante do Brasil. A área está localizada em águas ultra profundas, entre 1800

a 2400 metros de profundidade, a aproximadamente 300 km da costa do Rio de Janeiro

(PIZARRO & BRANCO, 2012) como pode ser observado na Figura 25.

Figura 25: Localização do campo de Lula

Fonte: Pizarro & Branco (2012)

As características mais importantes dessa região foram descritas por Formigli et al.

(2009). A estrutura geológica foi formada há 160 milhões de anos, quando o supercontinente

Gondwana começou a se partir, dando origem à América do Sul e ao continente Africano. Tal

situação criou condições para a deposição de sedimentos entre os dois continentes. Com a

continuação da separação, a água do mar começou a preencher o espaço, criando um ambiente

de baixa energia e alta salinidade, propício para o crescimento de colônias de bactérias. A

secreção desses microorganismos, juntamente com a precipitação de sais de carbonato, dando

origem a rochas carbonáticas, conhecidas como microbiolitos.

59

Posteriormente, com as severas mudanças climáticas ocorridas na Terra, o sal

dissolvido na água do mar em condições de baixa energia formou uma grossa camada de sal,

que se tornou um selo perfeito para os hidrocarbonetos que migraram para reservatórios de

microbiolitas.

Ainda de acordo com Pizarro & Branco (2012), o campo de Lula foi testado e

produziu óleo de 28oAPI, com RGO de 240m

3/m

3. O reservatório ocorre justamente abaixo de

uma espessa camada de sal de aproximadamente 2000 metros.

4.6.B) Histórico

Em julho de 2007, o poço de avaliação 3-RJS-646 foi perfurado. O poço confirmou os

primeiros resultados, com características de reservatório ainda melhores que o poço 1-RJS-

628. Seguindo a descoberta, um plano de avaliação foi implementado, incluindo perfuração de

poços adicionais, diversos testes de formação (DSTs – Drill Stem Tests) e sísmicas de alta

resolução.

No geral, Lula apresenta óleo leve, variando entre 28 e 30o API e alta taxa de gás em

solução (200-300 m3/m

3). Como em outros reservatórios carbonáticos, o gás em solução

apresenta CO2 em sua composição, com valores entre 8 e 15%. A Petrobras é a operadora e

detém 65% do bloco, a BG E&P Brasil Ltd. possui 25% e os 10% restantes pertencem a

Petrogal Brasil.

Segundo Pizarro & Branco (2012), a estratégia de desenvolvimento considera o

sistema de produção com flexibilidade para operar em diferentes cenários que são revelados

ao longo do desenvolvimento. Tal flexibilidade está associada à implementação de métodos

de recuperação avançada nos campos.

Para antecipar os dados relacionados às informações dinâmicas e poder otimizar os

sistemas de produção e as estratégias de recuperação, a Petrobras e suas parceiras decidiram

iniciar novos testes (TLDs – Testes de Longa Duração) e projetos pilotos.

Em maio de 2009 foi instalada em Lula a FPSO BW Cidade de São Vicente, ancorada

em uma profundidade de 2160 metros e distante 280 km da costa. Na média, são produzidos

15000 barris por dia, através de apenas um poço.

No ano de 2010 foi declarada a comercialidade de Lula para a ANP (Agência

Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).

60

O desenvolvimento do campo de Lula foi subdividido em três fases.

1) Aquisição de dados: Perfuração de poços de avaliação, avaliação de testemunhos,

perfilagem, análise de amostras de fluidos e testes de laboratório, aquisição e interpretação de

sísmica de alta resolução, testes de poço, avaliação das diferentes geometrias de poço, testes

de técnicas de estimulação, análises de garantia de fluxo, entre outros. Nesta etapa os

seguintes projetos foram concebidos e implementados: - Teste de Longa Duração em Tupi,

que teve início em maio de 2009, com apenas um poço (RJS-646) conectado através de linhas

submarinas a uma FPSO. Produziu uma média de 2385 metros cúbidos de óleo por dia, valor

que poderia ser maior, mas foi limitado pela legislação brasileira para queima de gás; - Um

segundo TLD foi realizado entre os meses de abril e novembro de 2011 na porção nordeste do

campo, e os resultados foram próximos aos do primeiro TLD, mostrando apenas

características complementares do reservatório; o Piloto de Lula, que compreendeu uma

FPSO designada para a produção de 15900 metros cúbicos diários, entrou em operação dia 28

de outubro de 2010 com o poço P1. Em abril de 2011 foi iniciada a injeção de gás.

2) Desenvolvimento definitivo com soluções convencionais: tal fase acontecerá no

período de 2012 a 2017, e compreenderá a implantação de uma FPSO para produção do Piloto

Lula Nordeste, com previsão de produzir o primeiro óleo em 2013. Além de avaliar a

performance dos seguintes métodos de recuperação: injeção de água, gás e WAG (Water-

Alternating-Gas). No processo WAG, o gás poderá ser um hidrocarboneto proveniente do

reservatório ou CO2 presente no gás associado. Esta fase também inclui a implantação de

FPSOs em diferentes partes do campo e o teste de diversas geometrias de poço.

3) Desenvolvimento definitivo com soluções não convencionais em larga escala:

nessa fase a intenção é implementar soluções não convencionais, em larga escala, para

completar o desenvolvimento do campo, objetivando redução de custos e otimização da

produção e recuperação. Provavelmente, unidades de produção especialmente desenvolvidas

serão empregadas, assim como a aplicação do método de WAG, com hidrocarbonetos gasosos

e com CO2.

Segundo Formigli et al. (2009), a Petrobras em comprometimento com a redução da

emissão dos gases do efeito estufa, decidiu não liberar o CO2 produzido para a atmosfera.

Portanto, o gás será capturado na planta de processamento e geologicamente armazendo. A

captura está sendo planejada para ser feita com tecnologia de membranas que são adequadas

61

para a alta concentração de CO2. O dióxido de carbono resultante atualmente possui de 10 a

20% de metano e também ácido sulfídrico residual.


Desde as primeiras etapas dos projetos de desenvolvimento do pré-sal, estudos foram

realizados para avaliar as melhores opções para se alcançar a máxima recuperação no campo.

Em outras palavras, Métodos de Recuperação Avançada (EOR) seriam empregados bem no

início da vida produtiva do campo. Os principais fatores para essa escolha foram a presença

de CO2 como contaminante e a decisão estratégica de não liberá-lo para a atmosfera e a alta

razão gás óleo (RGO) do fluido do reservatório (PIZARRO & BRANCO, 2012).

Os primeiros estudos apontaram para a injeção de água como uma escolha lógica por

razões técnicas e econômicas. Tal método é muito conhecido e utilizado pela Petrobras em

águas ultra profundas, além de uma boa eficiência de deslocamento, considerando a baixa

viscosidade do óleo. No entanto, medidas de permeabilidade relativa ao óleo e à água

mostraram alta saturação de óleo residual, tornando a aplicação dos métodos EOR mais

eficiente e vantajosa.

Diversos métodos foram considerados, entre eles, a injeção de aditivos químicos, que

foi descartada por diversas limitações, em termos de logística e plantas para injeção de

fluidos. Os recursos disponíveis que poderiam ser aproveitados eram a água do mar e o gás

produzido ou importado, combinando os dois, a solução escolhida foi o WAG (injeção de

água alternada com gás).

4.6.D) Desafios para a implantação dos métodos de recuperação avançada no pré-sal

É possível concluir a importância de planejamento no início do projeto para a

implementação de métodos de recuperação avançada para campos offshore em águas

ultraprofundas. O método mais apropriado pode ser avaliado se as instalações permitirem.

Todas as incertezas não podem ser eliminadas durante a trajetória dos projetos, sendo então

fundamental prover flexibilidade, a fim de implementar um método de recuperação avançada.

Estudos no campo de Lula indicaram que a implementação de métodos miscíveis, CO2

e WAG pode ser útil para a recuperação final. Para que a aplicação dos projetos de EOR

fossem viáveis, a Petrobras e seus parceiros decidiram fazer um sistema de produção flexível

desde a fase de concepção do projeto (PIZARRO & BRANCO, 2012).

62

A injeção de CO2 em campos offshore em águas ultraprofundas tem ainda muitos

desafios no que diz respeito à tecnologia envolvida. Tais desafios estão sendo abordados para

garantir uma implementação de sucesso e economicamente viável no campo de Lula. Diversas

ações não convencionais estão sendo adotadas para manter a estratégia de gerenciamento do

reservatório. Entre eles, o uso da completação inteligente, a injeção com traçador (que pode

auxiliar o conhecimento de como a água se move no reservatório, entre poço produtor e

injetor) e o monitoramento diário de parâmetros operacionais (pressão, temperatura, taxas de

injeção, composição dos fluidos, etc.).

De acordo com Pizarro & Branco (2012) avaliações dinâmicas se mostraram

essenciais para estimar a conectividade do reservatório, avaliar os métodos de estimulação,

apoiar os estudos de caracterização dos reservatórios e definir aspectos relacionados ao fluxo

em linhas submarinas. A estratégia da fase de desenvolvimento ajuda a aquisição de

informações e a aceleração do fluxo de caixa.

Os primeiros resultados da injeção de CO2 indicaram que a estratégia escolhida tinha

potencial para ser bem sucedida. O monitoramento contínuo da produção e dados de pressão

da implementação de WAG, a partir do ano de 2012, irá fornecer conclusões mais definitivas

sobre a viabilidade. Bons resultados nos projetos piloto serão traduzidos em uma expansão em

grande escala no campo (PIZARRO & BRANCO, 2012).

Capítulo 5 – Conclusão

Com o presente trabalho foi possível perceber a contribuição dos métodos de

recuperação suplementar para o aumento da produção de petróleo em reservatórios

carbonáticos.

Com o declínio da produção de hidrocarbonetos e aumento do consumo, são

necessários esforços para um melhor aproveitamento dos recursos existentes. Empregam-se

então os métodos de recuperação suplementar com o objetivo de aumentar a produtividade

dos poços, muitas vezes tornando-os economicamente viáveis.

Embora a injeção de água não seja indicada para reservatórios heterogêneos pois a

água pode encontrar caminhos preferenciais, tal método é aplicado com sucesso no campo de

Ghawar, o supergigante da Arábia Saudita. A injeção de 7 milhões de barris diários de água

do mar garante a produção média de 5 milhões de barris diários de óleo nos últimos anos,

representando 6% da produção mundial de óleo e duas vezes a produção da empresa brasileira

Petrobras.

No campo de Cantarell no México, rejeitou-se a idéia de injetar água, pela estrutura de

falhas e fraturas dos carbonatos. A injeção de gás também foi descartada por fatores técnicos

e econômicos, assim como a injeção de CO2. Foi então escolhido o nitrogênio e a maior

planta para a produção de nitrogênio do mundo foi construída, conhecido como Projeto

Cantarell, que aumentou consideravelmente a produção do complexo, alcançando 2.2 milhões

de barris diários.

O campo de Wafra, localizado na Zona Dividida entre Kuwait e Arábia Saudita, teve

sua produção de aproximadamente 200 barris de petróleo por dia aumentada para 1500 barris

diários após a implementação do método térmico de injeção de vapor. Tal método foi

escolhido pelas características do fluido presente na formação, considerado um óleo pesado e

viscoso.

Ekofisk é um complexo petrolífero localizado no Mar do Norte, próximo a costa da

Noruega, composto por 8 campos de óleo e gás e uma estrutura muito completa, composta por

instalações de alojamento, produção, perfuração, processamento e injeção de água. A injeção

de água foi iniciada no ano de 1987 e a produção aumentou substancialmente de 70 mil barris

diários de óleo para 260 mil barris por dia em 10 anos. Provou-se que o deslocamento do óleo

pela água no campo era mais eficaz que o previsto.

A formação de Asmari, no Irã, é um gigante de óleo, que busca a manutenção de sua

pressão através da injeção de gás. O aumento da recuperação ocorre porque a densidade do

64

óleo é reduzida pela presença do gás em solução, a viscosidade também diminui e o fator

volume de formação aumenta, além da tensão interfacial que também é reduzida. A injeção de

80 milhões de pés cúbicos de gás em 7 anos contribuiu para um aumento de 31% na

recuperação de petróleo.

No mundo, os reservatórios carbonáticos estão entre os maiores existentes, no Brasil,

no entanto, ainda são pouco conhecidos. Estudos no campo de Lula, localizado no pré-sal em

lâminas d`água ultra profundas, indicaram que a implementação de métodos miscíveis, CO2 e

WAG pode ser útil para a recuperação final. Os métodos térmicos, no entanto, apresentam

dificuldades para a utilização, devido à profundidade. Foi implantado um sistema de produção

flexível desde a fase de concepção do projeto que tem apresentado resultados satisfatórios.

Foi possível concluir que não existe um método ideal para ser utilizado em carbonatos,

e que nenhuma possibilidade pode ser descartada. Cada campo tem suas particularidades, e é

necessário um estudo detalhado, testes em laboratórios, modelos de simulação de

reservatórios e projetos de poços piloto para avaliar o método que melhor se adapta a cada

situação.

65

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