EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA

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1 1 UNIVERSIDADE POTIGUAR UnP PRÓ-REITORIA DE PESQUISA E PÓS-GRADUAÇÃO PROGRAMA DE MESTRADO PROFISSIONAL EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO E GÁS EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE VAPOR (GV) NATAL RN 2014

2 2 EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE VAPOR (GV) Dissertação apresentada à Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Potiguar em cumprimento às exigências para a obtenção do grau de mestre em Engenharia de Petróleo e Gás. Orientador: Prof. Dr. Carlos Enrique de Medeiros Jerônimo. Co-Orientador: Prof. Dr. Francisco Wendell B. Lopes NATAL RN 2014

3 3 EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE VAPOR (GV) Dissertação apresentada à Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Potiguar em cumprimento às exigências para a obtenção do grau de mestre em Engenharia de Petróleo e Gás. Aprovado em: / /. BANCA EXAMINADORA Prof. Dr. Carlos Enrique de Medeiros Jerônimo Orientador Universidade Potiguar UnP Prof. Francisco Wendell B. Lopes. Examinador Interno Universidade Potiguar UnP Prof. Samyr Silva Bezerra Jácome Examinador Externo Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN

4 Dedico esse trabalho a minha família, em especial aos meus pais, que com amor me deram uma educação que norteou os meus passos para o caminho da felicidade. 4

5 5 AGRADECIMENTOS Durante todos os momentos da minha vida, sempre precisei de apoio, e, graças ao meu bom Deus, sempre tive alguém ao meu lado que estivesse disposto a me ajudar. Isso de fato ocorreu em todas as fases da minha vida, desde a infância até os dias atuais. Aproveito esse momento, tão especial, para agradecer a todos aqueles que fizeram parte da minha trajetória. A princípio, a Deus, pois sem Ele nada disso seria possível, e ao meu pai Antônio Vicente Ferreira, que já não está entre nós, mas deixou muitas saudades. Aos amigos João Marcos, Paulo Henrique e Rodrigo Galvão pela contribuição dada ao meu trabalho. Ao meu orientador Carlos Enrique, pelo enorme apoio e pelo incentivo dado durante todo o desenvolvimento dessa tarefa. Aos professores Franklin e Max, pela atenção e ajuda dada na parte burocrática desse processo. Aos professores do Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás, pelo carinho e apoio. Aos meus amigos Albérico Canário e Eduardo Soeiro, por me ajudarem em momentos críticos do processo. À minha esposa Danielle, por estar ao meu lado em todos os momentos da minha vida. Um agradecimento especial a Antônia Medeiros, minha amada mãe, por ser a primeira pessoa a acreditar no meu sucesso. Enfim, A todos que de uma forma ou de outra contribuíram para a realização desse sonho.

6 6 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO Objetivo Geral Objetivos Específicos REVISÃO DA LITERATURA Mecanismos de Produção Mecanismos de Gás em Solução Mecanismos de Capa de Gás Mecanismos de Influxo de Água Mecanismo Combinado Segregação Gravitacional Métodos de Recuperação Recuperação Primária Métodos Convencionais de Recuperação Projetos de injeção Reservas e Métodos de Recuperação Métodos especiais de recuperação Métodos Térmicos Injeção de Fluidos Quentes Injeção de Água Quente Injeção Cíclica de Vapor Injeção Continua de Vapor Vapor Tipos de Vapor Vapor saturado e Título de Vapor Vapor Superaquecido Impactos Ambientais Provocados Pela Extração de Petróleo Impactos Atmosféricos Protocolos de Estimativas Principais Objetivos do Programa Brasileiro GHG Protocol ESTADO DA ARTE MATERIAIS E MÉTODOS RESULTADOS E DISCUSSÕES Modelo Matemático de Balanço Energético de Geradores de Vapor para Injeção em Campos de Petróleo

7 7 5.2 A Eficiência de Um Gerador de Vapor Estimativa de Emissões CONCLUSÃO REFERÊNCIAS... 81

8 8 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Reservatório com Mecanismo de Gás em Solução (Thomas, 2001) Figura 2 - Reservatório com mecanismo de capa de gás (Thomas, 2001) Figura 3 - Reservatório com mecanismo de influxo de água (Thomas, 2001) Figura 4 - Reservatório com mecanismo combinado (Thomas, 2001) Figura 5 - Exemplo de esquema de injeção de malha Figura 6 - Comportamento da viscosidade do óleo em função da temperatura Figura 7 - Esquema da injeção cíclica de vapor Figura 8 - Vazão de óleo em função da quantidade de ciclos Figura 9 - Esquema do mecanismo de injeção contínua de vapor Figura 10 - Representação de um gerador de vapor Figura 11 - Modelo do Reservatório Figura 12 - Tela de alimentação de dados para vapor saturado do SteamTab Figura 13 - Entalpia do Vapor Figura 14 - Entalpia do Líquido na saída (Hl) Figura 15 - Fluxograma de Blocos Figura 16 - Gráfico de geração de emissões: CH4, MPC, MPF, NO2 em kg por óleo produzido em m³ Figura 17 - Gráfico da geração de Emissões: TOC, VOC e SO2 em kg por produção do reservatório em m³ Figura 18 - Gráfico da geração de Emissões: CO2 em kg por produção do reservatório em m³ Figura 19 - Gráfico da geração de Emissões: CO2Eq em kg por produção do reservatório em m³ Figura 20 - Gráfico da geração de Emissões: CO em kg por produção do reservatório em m³ Figura 21 - Gráfico representativo de emissões para diferentes títulos, em porcentagem Figura 22 - Gráfico do volume de Óleo acumulado em relação aos meses Figura 23 - Gráfico do volume produzido relacionado ao título Figura 24 - Fluxograma de Blocos... 78

9 9 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Propriedades do Reservatório Tabela 2 - Coeficiente de concentração de poluentes Tabela 3 - Tabela representativa de coeficientes de uma equação linear e o coeficiente de determinação de cada equação para cada poluente

10 10 Lista de Esquemas Esquema 1 - Desenvolvimento de uma expressão para o cálculo do rendimento de um GV Esquema 2 - Cálculo do rendimento Esquema 3 - Cálculo do rendimento

11 11 LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS API BTU º C CEBDS CETESB CH4 CMG CO CO2 CO2EQU CONAMA E&P EUA FGV ºF GEE GRE GV H2S IEA IPCC IPR ISE K m m 3 MMA Grau API do Óleo British Thermal Unit (Unidade Térmica Britânica) Graus Celsius Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável Companhia Ambiental do Estado de São Paulo Metano Computer Modelling Group Monóxido de Carbono Dióxido de Carbono Dióxido de Carbono Equivalente Conselho Nacional do Meio Ambiente Extração e Produção Estados Unidos da América Fundação Getúlio Vargas Graus Fahrenheit Gases do Efeito Estufa Global Reporting Initiative Gerador de Vapor Sulfeto de Hidrogênio Índice de Emissão Atmosférica Inflow Performace Relationship Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas Sustentabilidade Empresarial Kelvin Metro Metro cúbico Ministério do Meio Ambiente

12 12 MP MPC MPF O3 ONGs NOX PCI ROV SEBRAE SOx STARS TOC VOC WBCSD WRI Material Particulado Material Particulado Condensado Material Filtrável Ozônio Organizações Não Governamentais Óxido de Nitrogênio Poder Calorífico Inferior Razão de Óleo Adicional Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresa Óxido de enxofre Steam, Thermal and Advanced Processes Revervoir Simulator Composto Orgânico Total Composto Orgânico Volátil World Business Council for Sustenteble Development World Resources Institute

13 13 RESUMO A técnica de injeção de vapor é um método térmico de recuperação de petróleo e é muito utilizada em reservatórios onde o processo convencional falhou, ou falharia caso fosse empregado. Seu principal objetivo é aumentar a produtividade do reservatório. O vapor utilizado em tal processo é produzido por um gerador de vapor (GV) que, como qualquer outra máquina térmica, apresenta dissipação de energia e emite gases do efeito estufa (GEE) durante o seu funcionamento. Variáveis envolvidas no processo de geração de vapor, como PCI, vazão, pressão e temperatura podem ser alteradas durante a produção de vapor e com isso percebe-se alterações nos valores da eficiência do GV. Para mensurar tal eficiência, desenvolveu-se nesse trabalho um modelo matemático capaz de quantificar rendimento, os níveis de qualidade do vapor e as emissões atmosféricas geradas por um GV. Para quantificar os gases de efeito estufa emitidos pelo GV durante o processo de geração de vapor, fez-se uso do simulador STARS e da ferramenta GHG protocol. Com o modelo desenvolvido e alterando as variáveis envolvidas no processo de geração de vapor, estudou-se as principais situações de injeção de vapor, com isso percebeu-se que o mesmo apresentou a capacidade de quantificar os diferentes valores de eficiências proporcionando a possibilidade do GV produzir um vapor de melhor qualidade, ou seja, um vapor de maior título, que, utilizado nos processos de recuperação de petróleo, provoca um aumento na produção deste. O GHG Protocol combinado com modelos matemáticos citados no trabalho e o simulador STARS demonstrou ser uma ferramenta adequada para estudos comparativos, apresentando resultados lógicos e aderentes a estudos semelhantes descritos na literatura. Palavras-chaves: Injeção de vapor, eficiência de um GV, emissões atmosféricas e o GHG Protocol.

14 14 ABSTRACT The technique of steam injection is a thermal oil recovery method and is widely used in conventional reservoirs where the process failed, or would fail if employed. Its main objective is to increase the productivity of the reservoir. Steam used in such a process is produced by a steam generator (GV) like any other heat engine features dissipation energy and emits greenhouse gas (GHG) emissions during operation. Variables involved in the generation of steam, for example, PCI, flow, pressure and temperature process may be altered during the production of steam and thus perceives changes in the values of the efficiency of GV. To measure such efficiency, developed in this work, making use of the simulator In Touch (Rockwell Software), a tool able to quantify performance of GV. Furthermore, to quantify the greenhouse gases emitted by SGS during steam generation, made use of the tool and simulator STARS GHG protocol. With the developed tool and changing the variables involved in steam generation process, we studied the main situations of steam injection, it was realized that it had the ability to quantify the different values of efficiencies by providing the possibility of GV produce a vapor of better quality, ie a higher vapor title that used in the processes of recovery of oil causes an increase in oil production. The GHG Protocol combined with mathematical models cited in the STARS simulator and proved to be a suitable tool for comparative studies, presenting logical results and adhering to similar studies in the literature. Key words: Injection steam efficiency of a GV, air emissions and GHG Protocol.

15 15 1. INTRODUÇÃO No Brasil e no mundo existe uma busca incessante por áreas de exploração de petróleo. Devido a isso, enormes quantidades de reservas de petróleo estão sendo descobertas e outras já encontradas continuam sendo exploradas. Diversos tipos de óleos leves, pesados, extrapesados e/ou betuminosa são encontrados nessas reservas, que na maioria das vezes precisam de métodos especiais ou avançados de recuperação para serem explorados. Segundo Schlumberger (2007), no nosso planeta há reservas com cerca de 400 bilhões de barris de óleo pesado e areias betuminosas que não são extraídas por métodos convencionais de produção de petróleo, por esse motivo, existe hoje uma crescente aplicação das técnicas de recuperação avançada de petróleo. Os métodos térmicos destacam-se entre os métodos avançados de recuperação, pois apresentam maior sucesso em reservatórios que contém os tipos de óleos já citados. Dos métodos térmicos, a injeção de vapor é o que mais se destaca nas suas mais variadas formas. Essa técnica para óleos pesados e viscosos facilita a exploração, sabendo que para sua extração é necessário aumentar a temperatura para que a viscosidade diminua e a vazão aumente. A técnica de injeção de vapor pode ser realizada de duas formas: cíclica ou contínua; sendo estas, muitas vezes, aplicadas de forma alternada no mesmo reservatório. A injeção cíclica é realizada, com muita frequência, pelo mesmo poço produtor, enquanto no geral, a injeção contínua é aplicada em forma de malhas, com poços injetores ao redor do poço produtor. As duas formas de injeção têm a mesma influência física no reservatório, quando o vapor entra em contato com o óleo, o calor transferido proporciona uma diminuição na viscosidade do óleo, aumentando sua fluidez e melhorando o escoamento do mesmo pelo reservatório até o poço produtor. O vapor usado nas técnicas de injeção é produzido por um equipamento chamado Gerador de Vapor (GV) que funciona com uma pressão superior à atmosférica, produzindo vapor a partir da energia térmica de uma fonte qualquer. Nele existem vários acessórios que são usados para obter um maior rendimento térmico e com maior segurança. No entanto, não existe um dispositivo capaz quantificar o rendimento desse gerador quando se altera as variáveis envolvidas durante seu funcionamento.

16 16 Além da eficiência energética e dos controles operacionais necessários a essa atividade, é do conhecimento humano que existe também uma quantidade considerável de impactos ambientais gerados pelo petróleo. Os impactos atmosféricos, devido às emissões de poluentes, ocorrem desde a procura por jazidas até o consumo dos produtos finais, muitas vezes, com consequências significativas para o meio ambiente, de acordo com OLIVEIRA (2010). Devido à geração desses impactos, ocorreu uma preocupação por parte de empresas e até mesmo de alguns países com as consequências que isso podia acarretar. Consequências essas que poderiam afetar o futuro do nosso planeta, de uma maneira negativa pelo fato de gerar, em sua produção, componentes como o enxofre, que causa a chuva ácida. Além dos danos causados na sua produção, o processo de refino e outros processos feitos na indústria petrolífera geram vários outros tipos de contaminantes e poluentes atmosféricos. No cenário atual, não se tem registros de estudos que mostram dados de quanto de emissões atmosféricas são lançadas no ambiente por um gerador de vapor durante o seu funcionamento para injeção de vapor em poços de petróleo. Devido à ausência de um modelo matemático capaz de mensurar a eficiência de um GV durante as alterações de variáveis envolvidas no processo de geração de vapor e, além disso, por não existir registros de estudos de medidas de emissões atmosféricas produzidas por um GV devido ao seu funcionamento nos processos de produção de petróleo. O atual trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de modelo matemático capaz de quantificar os resultados de eficiência de um gerador de vapor e fazer o uso de um modelo já validado através da ferramenta GHG Protocol, para calcular as emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) gerados na produção de vapor. Sendo analisado o efeito da qualidade do vapor produzido, mediante os diferentes patamares de títulos recomendados para injeção de poços de petróleo. Com isso, faz-se uma correlação entre a viabilidade ou não desse processo em relação à poluição do meio ambiente e a produtividade de petróleo em função da eficiência e do título do vapor obtido com a queima de maiores volumes de combustíveis fósseis.

17 Objetivo Geral Desenvolver um modelo matemático para quantificar a eficiência, estimar o título do vapor e utilizar o GHG Protocol para o cálculo das emissões de GEE gerados na produção de vapor em um gerador de vapor convencional utilizado em campos de petróleo terrestres, sobretudo, nos campos da bacia potiguar Objetivos Específicos (a) Desenvolver um modelo matemático para, a partir das variáveis convencionais de processo (Pressão, Temperatura e Vazão), estimar os patamares de qualidade do vapor (título) e a eficiência energética dos equipamentos; (b) Mensurar o efeito do título do vapor nas condições de produtividade dos reservatórios de óleos ultraviscosos; (c) Quantificar os níveis de emissões atmosféricas produzidos na fase de produção de vapor; (d) Correlacionar os efeitos do ganho de produtividade com o incremento do título do vapor na injeção em campos de petróleo e sua relação com o aumento do nível de emissões atmosféricas geradas.

18 18 2. REVISÃO DA LITERATURA 2.1. Mecanismos de Produção Para que possam ser produzidos, os fluidos contidos numa rocha-reservatório devem ter à disposição uma certa quantidade de energia. Essa energia recebe o nome de energia natural ou primária, ela é o resultado de todas as situações e circunstâncias geológicas pelas quais as jazidas tiveram de passar para se formar completamente (Albu, 1978). Segundo Bianco (1995), é necessário que os fluidos estejam submetidos a uma certa pressão, para que eles consigam vencer a dificuldade oferecida pelos canais porosos, com suas tortuosidades e estrangulamentos. Só ocorrerá produção se outro material preencher os espaços porosos ocupados pelos fluidos produzidos. Basicamente, dois efeitos principais são os responsáveis pela produção (Thomas, 2001), a descompressão (que causa a expansão dos fluidos contidos no reservatório e contração do volume poroso); e o deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona de óleo por um aquífero). Ao conjunto de fatores que fazem desencadear esses efeitos dá-se o nome de Mecanismos de Produção de Reservatório. Para Campos (1982), os principais mecanismos de produção de reservatórios são classificados em três categorias: mecanismo de gás em solução, mecanismo de capa de gás e mecanismo de influxo de água. Dois deles são mecanismos exclusivamente de reservatório de óleo, são eles: mecanismo de gás em solução e o mecanismo de capa de gás. Já o mecanismo de influxo de água pode ocorrer também em reservatório de gás. Além disso, existe a manifestação do efeito da gravidade que auxilia na peformance dos demais mecanismos, é o chamdo Mecanismo de Segregação Gravitacional. A seleção do mecanismo a ser utilizado vai ser feita a partir de uma observação do comportamento do reservatório e da comparação desse comportamento com os comportamentos característicos de cada mecanismo. Após essa observação, podese estabelecer o mecanismo dominante do reservatório que encontra-se sob investigação (Farah, 1989).

19 19 Existe o chamado Mecanismo Combinado. Nesse, mais de um tipo de macanismo atua em conjunto no mesmo reservatório, sem que um prevaleça sobre o outro Mecanismos de Gás em Solução Observando a Figura 1, percebe-se que o reservatório não está associado a grandes massas de água ou de gás natural (Thomas, 2001). Figura 1 - Reservatório com Mecanismo de Gás em Solução (Thomas, 2001). Fonte: Thomas (2001). Pelas características desse tipo de reservatório, é notável que o ambiente externo não interfere na sua estrutura, ou seja, a energia disponível para a produção se encontra na própria zona de óleo. De acordo com Garcia (1997), a pressão interna do reservatório vai diminuindo à medida que o óleo vai sendo produzido e, consequentemente, os fluidos lá contidos se expandem. A diminuição da pressão provoca também redução nos volumes dos poros em função da compressibilidade efetiva da formação. No decorrer dessa etapa, a produção acontece, porque além da expansão dos fluidos, a capacidade de armazenamento do recipiente que os contém diminui. Sabe-se que o gás apresenta expansibilidade bem maior que os líquidos, e é exatamente por isso que o óleo é deslocado para fora do meio poroso (Lima, 1992).

20 20 Devido à baixa compressibilidade dos fluidos e da formação, a pressão do reservatório cai rapidamente até atingir a pressão de saturação do óleo. A partir daí as reduções de pressão, ao invés de provocarem apenas expansão dos líquidos, provocam também a vaporização das frações mais leves do óleo. Nesse ponto é que efetivamente começa a atuar o mecanismo de gás em solução. Como o gás é muito mais expansível que o líquido, é a sua expansão que desloca o líquido para fora do meio poroso. Ou seja, a produção se deve à expansão do gás que, a princípio, estava dissolvido e que vai saindo da solução. Quanto maior a queda na pressão, maior a quantidade de gás que se expande e mais líquido é deslocado. Apesar de ser um excelente mecanismo de produção, ele não é perfeito, porque à medida que a pressão cai mais hidrocarbonetos vão se vaporizando, e o que a pricípio eram apenas bolhas dispersas no meio líquido, começa a aumentar até formar uma fase contínua. Depois disso, o gás começa a fluir do meio poroso e ser produzido em conjunto com o óleo. É exatamente isso que caracteriza o ponto fraco desse mecanismo. É a expansão do gás que sai da solução que provoca a produção, se este for produzido junto com o óleo, a energia do reservatório também vai escoar para fora dele (Miura, 1988). Ou seja, a dificuldade do óleo em se movimentar só vai aumentando. Segundo Morrisson (1983), esse mecaismo apresenta baixas recuperações, abaixo de 20% do valor original da jazida. O que provoca o abandono do reservatório, mesmo que em seu interior exista uma quantidade de óleo significativa Mecanismos de Capa de Gás No reservatório, a mistura de hidrocarbonetos pode conter as fases líquidas e de vapor em equilíbrio, isso vai depender das condições de temperatura e pressão do reservatório (Thomas, 2001). A capa de gás é formada na parte superior do reservatório, pois na fase vapor a densidade é menor. A Figura 2 apresenta um esquema ilustrativo desse mecanismo.

21 21 Figura 2 - Reservatório com mecanismo de capa de gás (Thomas, 2001). Fonte: Thomas (2001). Thomas (2001) descreve, de maneira minuciosa, o funcionamento desse mecanismo; a zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma redução na sua pressão devido à retirada de fluido. Essa queda de pressão se transmite para a capa de gás, que se expande, penetrando gradativamente na zona de óleo. O gás da capa vai ocupando espaços que anteriormente eram ocupados pelo óleo. Como o gás tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão ocorre sem que haja queda substancial da pressão. A expectativa de recuperação nesse tipo de mecanismo fica em torno de 20% e 30% do óleo originalmente existente na formação (Morrison, 1983) Mecanismos de Influxo de Água Nesse tipo de mecanismo, é preciso que uma grande quantidade de água acumulada (aquífero) esteja em contato direto com hidrocarbonetos (óleo ou gás). Tais aquíferos podem se encontrar subjacentes ou ligados lateralmente ao reservatório (Nery, 1990). O contato direto entre o reservatório e o aquífero é condição necessária para ocorrência desse mecanismo, pois só assim as alterações das condições do reservatório provocarão alterações no aquífero e vice-versa. A Figura 3 ilustra o esquema de um reservatório de óleo com água na sua parte inferior.

22 22 Figura 3 - Reservatório com mecanismo de influxo de água (Thomas, 2001) Fonte: Thomas (2001). Para Lima (1992), o mecanismo em questão funciona da seguinte forma: com a redução da pressão do reservatório causada pela produção, o aquífero responde através da expansão da água nele contida e da redução de seu volume poroso. Com o resultado, o espaço poroso do aquífero não é mais suficiente para conter toda a água nele contida inicialmente. Haverá, portanto, uma invasão da zona de óleo pelo volume de água excedente. Esse influxo de água vai deslocar o óleo para os poços de produção, além de manter a pressão elevada na zona de óleo. A recuperação nesse tipo de reservatório geralmente é muito elevada (de 30 a 40%), podendo atingir valores ainda maiores (70%) do óleo originalmente existente (Farah, 1989) Mecanismo Combinado trabalho. Esse mecanismo é uma combinação dos mecanismos já citados nesse A Figura 4 mostra o esquema do mecanismo combinado.

23 23 Figura 4 - Reservatório com mecanismo combinado (Thomas, 2001) Segregação Gravitacional Fonte: Thomas (2001). De acordo com Morrison (1983), a gravidade provoca um efeito positivo na melhoria dos mecanismos de produção. Ela causa a segregação dos fluidos, que tedem a se organizar no interior do reservatório de acordo com as suas densidades. O mecanismo de gás em solução, por exemplo, pode ser melhorado devido à segregação gravitacional. Nesse mecanismo, é comum o gás ser produzido junto com o óleo. Entretanto, com a ação da gravidade sobre os fluidos, uma enorme porção do gás que sai de solução migra para a parte mais alta da estrutura, fazendo surgir uma capa gás secundária (Nery, 1990). A segregação garvitacional pode, também, auxiliar um reservatório sujeito ao mecanismo de influxo de água. Para Miura (1988), isso se deve à diferença de densidade entre os fluidos envolvidos. A diferença de densidade entre o óleo e a água faz com que essa, apesar de estar se deslocando de baixo para cima, de uma maneira geral, permaneça sempre atrás (abaixo) do óleo, sem ultrapassá-lo no seu deslocamento em direção aos poços produtores. 2.2 Métodos de Recuperação De acordo com Dutra (1987), não é possível recuperar completamente o petróleo do interior dos reservatórios. Isso se deve à complexidade dos reservatórios

24 24 e às baixas eficiências dos mecanismos de recuperação. Eis, portanto, a necessidade de se estudar e desenvolver metodologias que aumentem a extração do óleo residual. Segundo Campos (1982), os métodos de recuperação são processos, que, de uma forma geral, tentam interferir nas características dos reservatórios que favorecem a retenção exagerada do óleo. O principal objetivo de tais processos é aumentar a produtividade dos reservatórios em relação à produção que faz uso apenas da energia natural do reservatório Recuperação Primária Para Rosa (2006), a recuperação primária é a quantidade de óleo que pode ser retirada de um reservatório unicamente a expensas de suas energias naturais, Já segundo Rossi (1981), recuperação primária é a produção resultante da atuação de energia natural do reservatório. Ou seja, nesse processo o óleo é elevado naturalmente até os poços produtores devido à energia natural que o reservatório possui. Durante essa fase da produção, percebe-se que a tecnologia utilizada é de um grau menos complexo e, além disso, os custos envolvidos são bem menores. No entanto, ao passo que o óleo vai sendo produzido, a energia do reservatório vai diminuindo, atingindo um ponto energético insuficiente para levar o óleo até os poços produtores. Nesse ponto, há necessidade de se aplicar um método de recuperação não natural Métodos Convencionais de Recuperação Segundo Albu (1978), um método convencional de recuperação é aquele que se injeta um fluido em um reservatório com a finalidade exclusiva de deslocar o óleo para fora dos poros da rocha, isto é, buscando-se um comportamento puramente mecânico. Esse é um tipo de processo no qual não se espera uma mistura dos fluidos envolvidos e nem que o fluido injetado provoque alterações na rocha-reservatório, como já foi dito, é um processo, exclusivamente, mecânico. Por esse motivo, não é esperada qualquer interação de natureza química ou termodinâmica entre os fluidos ou entre os fluidos e a rocha (Bianco, 1995). Segundo Rosa (2006), como métodos de recuperação convencionais são normalmente utilizados a injeção de água e o processo imiscível de injeção de gás.

25 25 Para Campos (1982), o fluido deslocante é aquele injetado, que tem a função de empurrar o óleo, chamado de fluido deslocado, para fora dos poros da rocha e ao mesmo tempo ocupar o espaço deixado à medida que este vai sendo expulso do reservatório. Devido ao efeito capilar, nem todo óleo é deslocado, mesmo na porção do reservatório invadida pelo fluido deslocante (água ou gás, por exemplo) De acordo com Farah (1989), a recuperação devido à enregia primária do reservatório também é classificada como um método de recuperação convencional. 2.3 Projetos de injeção Segundo Queiroz (2006), uma etapa de grande importância no projeto de injeção é a definição do esquema de injeção, isto é, a maneira como os poços de injeção e de produção vão ser distribuídos no campo de petróleo. Além de levar em conta as características físicas do meio poroso e dos fluidos envolvidos, o modelo escolhido deve: Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um intervalo de tempo econômico e com o menor volume de fluido injetado possível; Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa produtividade resultando em vazões de produção economicamente atrativas; e, Ainda visando o aspecto econômico, fazer a escolha recair sobre um esquema em que a quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor possível, principalmente, no caso da aplicação do processo em um campo já desenvolvido. Cada reservatório tem um projeto exclusivo. No entanto, todos os projetos apresentam aspectos comuns, independente do reservatório ou até mesmo do fluido injetado, como é o caso da existência de poços de injeção e de produção (Queiroz, 2006). Segundo Tomas (2011), são três os esquemas de injeção: injeção na base, injeção no topo e injeção em malhas. Para reservatórios planos, horizontais e de pouca espessura, pelo fato de não existirem pontos preferenciais para injeção de fluidos, os poços de injeção e de produção são distribuídos de maneira homogênea em todo o reservatório, como pode ser visto na Figura 5.

26 26 Figura 5 - Exemplo de esquema de injeção de malha (Fonte: Thomas, 2001) No esquema acima é possível observar a repetição de um padrão ou arranjo dos poços de injeção e produção, razão pela qual é chamado de padrão repetido ou injeção em malhas. Segundo Queiroz (2006), se o reservatório tiver uma certa inclinação e se deseja injetar água, os poços que alcançam a parte mais baixa do reservatório são transformados em poços de injeção. À medida que a água vai penetrando no meio poroso o óleo vai sendo empurrado de baixo para cima, na direção dos poços de produção que se encontram situados na parte mais alta da estrutura. É como se fosse criando um aqüífero artificial. Dá-se a esse esquema o nome de injeção na base. Se o fluido injetado fosse gás, os poços de injeção seriam localizados no topo da formação, e os de produção, na base. Esse esquema é chamado injeção no topo. 2.4 Reservas e Métodos de Recuperação A diminuição na descoberta de novos campos de petróleo de grande extensão, que vem sendo observada nos últimos tempos, conduz o homem à conclusão de que é mais provável ampliar as reservas de petróleo se forem desenvolvidas e aplicadas tecnologias que aumentem o fator de recuperação dos campos já descobertos (Garcia, 1997). Ou seja, a tecnologia dos métodos de recuperação foi desenvolvida para se obter uma produção maior do que aquela que se obteria, caso fosse utilizada, apenas a chamada energia natural do reservatório (Lima, 1992).

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