A UTILIZAÇÃO DE CO 2 PARA ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) Maria Teresa Ribeiro, Directora E&P

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1 A UTILIZAÇÃO DE CO 2 PARA ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) Maria Teresa Ribeiro, Directora E&P Conferência Armazenamento de CO2 no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo Oportunidade na CPLP, Lisboa Set

2 UTILIZAÇÃO DE CO2 PARA EOR Introdução Desenvolvimento de Reservatórios Recuperação Primária Recuperação Secundária Recuperação Terciária Vantagens da Injeção de CO2 Aspectos a considerar num projecto de EOR-CO2 Riscos e precauções Conclusões A Utilização de CO2 para EOR 2 Setembro 19, 2013

3 INTRODUÇÃO A Injeção de CO 2 para EOR tem sido aplicado desde o início da década de 1970 em muitos campos de petróleo onshore, principalmente no Texas, EUA, e no Canadá O seu sucesso tem sido parcialmente devido à disponibilidade de CO 2 de baixo custo proveniente de áreas próximas Actualmente em todo o mundo estão em curso mais de 100 projetos comerciais de injecção de CO 2 para EOR Em novembro de 2009 no onshore de Abu-Dhabi (ADCO) teve início o primeiro projeto piloto de Injeção de CO 2 para EOR no médio oriente Neste momento na ADCO estão em fase de implementação de 2 projetos de injeção de CO 2 para EOR em dois dos seus maiores campos. O início das operações está previsto para o final de 2015 A Utilização de CO2 para EOR 3 Setembro 19, 2013

4 EXEMPLO MÉDIO ORIENTE, UAE Air CO2 Generation Plant Liquid CO2 Storage Diesel Power Injection Pump Heater Booster Pump Flow Meter Prod Obs Inj 40 m 40 m 600 bopd 1.5 MMscf/d A Utilização de CO2 para EOR 4 Setembro 19, 2013

5 DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (I) Desenvolvimento de Reservatórios de Petróleo Recuperação Primária Depletação Natural Artificial Lift Poços Produtores Fatores de recuperação geralmente abaixo dos 30% A Utilização de CO2 para EOR 5 Setembro 19, 2013

6 DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-a) Desenvolvimento de Reservatórios de Petróleo Recuperação Secundária Injeção de Água no Aquífero Poços Injetores de Água Poços Injetores de Água Fatores de recuperação de 30 a 50% A Utilização de CO2 para EOR 6 Setembro 19, 2013

7 DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-b) Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo Recuperação Secundária Injeção de Gás na Gas Cap Poços Injetores de Gás Fatores de recuperação de 30 a 50% A Utilização de CO2 para EOR 7 Setembro 19, 2013

8 DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-c) Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo Recuperação Secundária Injeção de Fluidos na Oil Pool Injeção de Água Fatores de recuperação de 30 a 50% Injeção de Gás Water Alternating Gas - WAG Fatores de recuperação até 60% A Utilização de CO2 para EOR 8 Setembro 19, 2013

9 DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (III) Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo Recuperação Terciária Enhaced Oil Recovery - EOR As recuperações primária e secundária, recuperação convencional, têm por alvo o óleo móvel no reservatório. A recuperação terciária ou EOR, por seu lado, tenta chegar ao óleo imóvel ; o que devido, e.g., às forças de capilaridade e viscosas, não pode ser produzida pelos métodos convencionais. Químicos: Polímeros, Surfactantes, etc. Térmicos: Vapor de Água, Água Quente, Combustão Microbianos Gás Miscível: Hydrocarbon Gas, N 2, CO 2 Fatores de recuperação até 80% A Utilização de CO2 para EOR 9 Setembro 19, 2013

10 INCREMENTO NA RECUPERAÇAO EXEMPLO MÉDIO ORIENTE, UAE WAG WACO2 A Utilização de CO2 para EOR 10 Setembro 19, 2013

11 VANTAGENS NA INJEÇÃO DE CO2 Minimizar o impacto de emissões de gases de efeito de estufa: Vantagens Ambientais Vantagens Financeiras (mercado do carbono) Manutenção da Pressão de Reservatório Condições de pressão e temperatura de reservatório normalmente favoráveis à miscibilidade do CO 2 com o óleo Efeito composicional: Swelling e vaporização Diminuição da viscosidade do óleo Viscosidade do CO 2 mais elevada que a do Hydrocarbon Gas Aumento do fator de recuperação A Utilização de CO2 para EOR 11 Setembro 19, 2013

12 A CONSIDERAR NUM PROJECTO EOR CO2 HSE Seleção de Materiais Corrosão Deteção de Fugas (Leaks) Transporte e Armazenamento Monitorização Asset Integrity Inspeção e Manutenção Compressão e Bombeamento Desativação (Decommissioning) A Utilização de CO2 para EOR 12 Setembro 19, 2013

13 TIPO DE FLUIDOS Fluidos Injetados no Reservatório CO 2 Puro, mais de 97% Fluidos Produzidos à Cabeça do Poço Hidrocarbonetos (Componentes Leves e Pesados) Ácido Sulfídrico H 2 S Nitrogénio N 2 Dióxido de Carbono CO 2 Água H 2 O A Utilização de CO2 para EOR 13 Setembro 19, 2013

14 EXEMPLO MÉDIO ORIENTE, UAE 3000psi >35C Injector Observer Producer < 100C Dirty Wellhead INPUTS Dry C02 Water? Contaminants Tracers Hydrates? Clean Primary Equipment Tubing SSSV Packer & Fluid Wetted Casing Cement Tail at CS (OH completions) Caprock Upper Completion: Metallurgy: CS/ CRA? Cement: latex based? Elastomers OUTPUTS Oil Gas Water Wet C02 H2S Asphaltene Paraffin Precipitates & Deposits Tracers Near WB Near WB Reservoir ~ 4560 ~ 130C Interactions - scco 2 both a solvent and a catalyst A Utilização de CO2 para EOR 14 Setembro 19, 2013

15 RISCOS E PRECAUÇÕES (I) Corrosão A corrosão pode ocorrer quando a água livre entra em contato direto com o material das pipelines agindo como um eletrólito ou ao reagir com o CO 2 formando ácido carbónico Para minimizar os efeitos da corrosão são utilizados materiais específicos para este tipo de ambientes Corrosion Resist Alloy (CRAs) Os CRAs requerem a utilização de compostos nobres e caros tais como: crómio, manganês, níquel e molibdénio Desidratação Os diferentes estádios de remoção de água requerem um controle mais apertado sobre a composição da água que o dos processos tradicionais de injeção de hydrocarbon gas, para evitar a corrosão A Utilização de CO2 para EOR 15 Setembro 19, 2013

16 RISCOS E PRECAUÇÕES (II) Despressurização (mudança de fase dentro de tubos, válvulas, cabeças de poço) Formação de hidratos - pode causar sérios problemas em bobinas e válvulas, onde a pressão é reduzida repentinamente o que poderá dar origem a entupimento de condutas e consequentemente, a problemas de funcionamento e de segurança graves Brittle Factor - a seleção do material deve ter em consideração a expansão do CO 2, injetado a temperaturas muito baixas, caso contrário o material poderá rachar A Utilização de CO2 para EOR 16 Setembro 19, 2013

17 CONTROLO DO RISCO Tecnologia adequada à separação CO2 - Fluido Produzido Ryan Holmes - Destilação criogénica MDEA - sistema de aminas Membranas permeáveis Metanol refrigerado solvente físico Compressão para Reinjeção Filosofia de concepção adequada para controlar, em cada fase de compressão, a fase de CO 2 HSE Treino de pessoal Áreas de Segurança Ventilação de CO 2 (emergência) Resposta de emergência Mecanismos de detecção A Utilização de CO2 para EOR 17 Setembro 19, 2013

18 CONCLUSÕES Análise económica de projetos face à injeção de CO 2 : Aumento do fator de recuperação vs. aumento no capex e opex do projeto com consequente variação do NPV Peso das contrapartidas face às poupanças no mercado das emissões de carbono É essencial a existência de fontes de CO 2 próximas, que garantam um abastecimento contínuo e com o teor de pureza requerido Comparação dos riscos de HSE vs. ganhos em termos ambientais A Utilização de CO2 para EOR 18 Setembro 19, 2013

19 Referências J. Salgado Gomes & F. Barata Alves, O Universo da Industria Petrolífera - Da Pesquisa à Refinação. Edições da Fundação Calouste Gulbenkian 2007 Ivan Sandrea & Rafael Sandrea, Global Oil Reserves Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies., Oil & Gas Journal November 2007 Sunil Kokal & Abdulaziz Al-kaabi, Enhanced oil recovery: challenges & opportunities, World Petroleum Council: Official Publication 2010 Obrigada

20 DIAGRAMA PHASES CO2 Injection press 200 X Dense Phase Pressure (bar) 20 S X Triple point L G Critical point Injection temp Temperature (deg C)