INFLUÊNCIA DA PERMEABILIDADE EM PROJETOS DE INJEÇÃO E ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE CO2

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1 INFLUÊNCIA DA PERMEABILIDADE EM PROJETOS DE INJEÇÃO E ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE CO2 Lucas Salvalaio1, Pedro Junior Zucatelli2, Ana Paula Meneguelo3 1 2 Universida Feral do Espírito Santo, Campus São Mateus - lucassalvalaio@hotmail.com Universida Feral do Espírito Santo, Departamento Pós Graduação - pedrojrzucatelli@gmail.com 3 Universida Feral do Espírito Santo, Campus São Mateus - anapmeneguelo@gmail.com RESUMO Um dos objetivos da simulação numérica em reservatórios petróleo e aquíferos salinos está voltado à previsão do comportamento dos mesmos ao longo sua vida. Uma das mais importantes propriedas petrofísicas para qualificação sses meios porosos é a permeabilida. A permeabilida um meio poroso é a medida sua capacida ixar atravessar por fluidos. O presente artigo aborda um estudo envolvendo simulações injeção e armazenamento geológico CO2 em um aquífero salino a fim analisar o comportamento do reservatório com a variação da permeabilida. O molo físico estudado foi um reservatório fictício em formato paralelepípedo cuboi possuindo um poço injetor localizado no seu centro. Consirou-se o escoamento tridimensional, moradamente compressível e multifásico com fluxo transiente. Para tal estudo, foi utilizado o Software Eclipse da empresa Schlumberger para realizar simulações três estudos caso, em que a permeabilida é aumentada e reduzida. O primeiro caso trata-se um molo simulado que se torna o padrão para comparar e caracterizar com o segundo e o terceiro caso. Os resultados foram comparados e interpretados baseando-se na variação da pressão e da saturação gás no aquífero salino. Conclui-se nesse artigo que ambos os parâmetros analisados são mais sensíveis a redução da permeabilida. Palavras chave: Permeabilida, Dióxido Carbono (CO 2), Armazenamento Geológico, CCS, Aquífero Salino. 1. INTRODUÇÃO A técnica CCS envolve a separação CO2, emitido por fontes estacionárias A molagem matemática e a simulação relacionadas com a produção energia e numérica reservatórios são os métodos também plantas industriais, o transporte e mais utilizados na indústria do petróleo para o seu armazenamento, a longo prazo, em estudo, análise e previsão do comportamento reservatórios geológicos, isolando o CO2 da do meio poroso. Sendo assim, são também atmosfera [CÂMERA et al., 2011]. excelentes ferramentas para o estudo das Atualmente, o principal obstáculo para a técnicas que envolvem a tecnologia conhecida implantação do sequestro CO2 é o alto mundialmente como Carbon Capture and custo. Storage CCS ou Captura e Armazenamento combinando-se sequestro CO2 com a Geológico CO2. Recuperação Avançada Óleo (EOR: Estes pom ser minimizados Enhanced Oil Recovery), vido às receitas

2 da recuperação óleo extra, que pom eficiente à baixa pressão para a maioria dos ajudar a compensar os custos do processo reservatórios. A eficiência slocamento é sequestro CO2 [RAVAGNANI, 2007]. alta, sendo a saturação óleo reduzida para Dessa forma, além contribuir para um cerca 5% do volume poroso da região senvolvimento sustentável, a injeção contatada [LAKE, 1989]. Na Figura 1 é CO2 promove um slocamento miscível ilustrado os tipos armazenamento CO2. Figura 1: Opções para o armazenamento geológico do CO2. FONTE: adaptado da IEA, Ketzer et al. [2007] apresentaram Segundo os pesquisadores, na Bacia informações sobre o estudo do potencial Campos a capacida estimada é Mt armazenamento geológico no Brasil que foi CO2 nas reservas petróleo e gás e feito através um projeto realizado pelo capacida Mt CO2 nos aquíferos Centro Excelência em Pesquisa sobre salinos. Na Bacia Santos a capacida Armazenamento Carbono - CEPAC na estimada nas reservas petróleo e gás é Pontifícia Universida Católica do Rio 167 Mt CO2 e nos aquíferos salinos é Gran do Sul - PUC-RS. Neste trabalho, os Mt CO2. Os autores concluíram que a autores apresentaram dados sobre regiões Bacia Campos, por ser a maior produtora potenciais para aplicação das tecnologias petróleo e gás no Brasil, possui também a captura e armazenamento geológico CO2. maior capacida armazenamento CO2

3 dos Campos Brasileiros Exploração penm das saturações cada um dos Petróleo e Gás. Segundo o estudo do fluidos no meio poroso [THOMAS, 2004]. CARBMAP BRASIL, o potencial Se a permeabilida da rocha for baixa armazenamento da Bacia Campos é ou se existirem barreiras para o fluxo do aproximadamente 1,7 Gt CO2. fluido, a injeção CO2 no reservatório Logo, para que o reservatório tenha causará um aumento na pressão no ponto potencialida para o armazenamento CO2, injeção. Isto limitará a taxa com que o CO 2 algumas propriedas vem ser levadas em porá ser injetado e consequentemente a consiração, tais como: capacida quantida CO2 armazenado [BENTHAM armazenamento, porosida, permeabilida e E KIRBY, 2005]. Além disso, a presença profundida [BENTHAM E KIRBY, 2005]. fluidos distintos no reservatório po diminuir Em relação a permeabilida um meio poroso, esta é uma medida sua a permeabilida tornando a migração do CO2 lenta [IPCC, 2005]. capacida se ixar atravessar por fluidos. Neste artigo, apresenta-se um estudo Em outras palavras, a permeabilida é uma envolvendo medida da condutivida fluidos um armazenamento CO2 em aquífero salino e, material [ROSA et al., 2005]. Quando existe posteriormente, apenas um único fluido saturando a rocha, comportamento esta variação da permeabilida. Os resultados permeabilida absoluta, cujo símbolo é k; foram comparados e interpretados baseando- porém, uma rocha reservatório contém sempre se na variação da pressão e da saturação dois ou mais fluidos, modo que a gás no aquífero salino. Para tal estudo, foi permeabilida absoluta não é suficiente para utilizado o Software Eclipse da Schlumberger se medir a facilida com que terminado para realizar simulações três estudos fluido se move no meio poroso. No caso da caso existência mais um fluido a facilida permeabilida. proprieda recebe o nome simulações faz-se do variando-se a injeção análise reservatório os com valores e do a com que cada um se move é chamada permeabilida consirado. efetiva Assim, as ao fluido 2. METODOLOGIA permeabilidas efetivas ao óleo, ao gás e à água têm por Neste artigo, simulou-se a injeção e o símbolos ko, kg e kw, respectivamente e armazenamento geológico CO2 em um aquífero salino utilizando o algoritmo

4 CO2STORE do Software Eclipse da a maioria das malhas se apresentam Schlumberger. Todos os dados da simulação semelhantes, dificultando a escolha. Já na são reunidos neste arquivo exemplo do Tabela 1, é possível notar que a malha Software. O teste malha foi realizado para 40x40x10 (x, y, z) apresenta uma leve cinco casos diferentes, observando a variação variação na pressão média do aquífero salino, da pressão no aquífero salino em função do sendo assim, a escolhida para simular os tempo. Pela Figura 2, é possível observar que estudos caso. Figura 2: Teste malha: relação da pressão média do reservatório com o tempo em escala logarítmica para diferentes malhas. Tabela 1: Teste Malha: valor médio 8400 metros na direção x, 8400 metros na da pressão no reservatório para malhas diferentes. direção y e 1,945 metros na direção z. O Malha (x, y, z) Pressão Média (bar) mesmo está a uma profundida 1431,7 m. 10x10x10 236,2372 O molo comtempla um poço injetor 20x20x10 227,9433 localizado no centro da malha que está aberto 30x30x10 226,1910 para injetar com uma vazão gás variável 40x40x10 225,7262 (Figura 3). A pressão inicial fundo do poço 50x50x10 225,4238 é 400 bar. A situação em estudo é dinâmica, com um reservatório em três dimensões possuindo

5 Foram elaborados três estudos casos para esta análise. O estudo Caso 1 é a simulação do molo que será comparado com os outros. No estudo Caso 2, a permeabilida é variada com um aumento 10% e uma redução 10% em relação aos valores do Caso 1. Já no estudo Caso 3, a permeabilida é variada com um aumento Figura 3: Representação esquemática do reservatório 3D. 50% e uma redução 50%. Os resultados foram observados através do comportamento dois parâmetros: pressão no reservatório e A temperatura do reservatório é 32,2 saturação do gás no reservatório. ºC e os componentes presentes são H2O, CO2, NaCl, CaCl2. Na Tabela 2 é especificada a composição total, em fração molar, cada componente. A variação da permeabilida para o molo comparação (Caso 1) po ser observada na Tabela 3. Vale ressaltar que a permeabilida no eixo x é a mesma para o eixo y. Tabela 2: Composição total em fração molar dos componentes presentes no reservatório. Profundida, m H2O CO2 NaCl CaCl ,4 0,9109 0,0 0,0741 0,015 Tabela 3: Dados da permeabilida para o estudo Caso 1 (molos comparação). FONTE: Software Eclipse 2010 Permeabilida, md Camada Eixo x Eixo y Eixo z Neste estudo, a injeção CO 2 iniciou- 1 97,9 97,9 46,4 se em 01 agosto 2013 e o poço será 2 8,9 8,9 6,28 fechado em 01 janeiro Durante a 3 15,1 15,1 12,1 injeção e após fechado o poço, é possível 4 37,9 37,9 32,2 observar o comportamento da pressão no 5 2,7 2,7 0,94 reservatório e da saturação CO2 ao passar 6 26,8 26,8 18,0 dos anos. O último ano em análise é em 3013, ,1 totalizando 1000 anos após o início da 8 45,4 45,4 41,3 injeção. 9 58,1 58,1 0, ,0 6,0 0,65

6 Para a molagem matemática do aquífero salino foram consiradas as seguintes hipóteses simplificadoras: fase água é calculada através da lei Henry [MARÇON, 2009]. Para o estudo em questão, assume-se que não há fluxo das fronteiras externas para i. Escoamento tridimensional; algum ponto distante do reservatório. Essa ii. Escoamento moradamente compressível; condição é conhecida como condição iii. Regime transiente; contorno do tipo Neumann que implica que a iv. Fluidos viscosos; variação v. Reservatório horizontal; reservatório é nula. Também se consira, vi. Escoamento multifásico. para todos os estudos caso analisados, que da pressão nas fronteiras do a fase Dióxido Carbono supercrítica não O estudo do fluxo dos fluidos em meios atinge as fronteiras do reservatório. porosos tem como objetivo uma equação, A forma solução utilizada neste chamada equação da difusivida hidráulica, trabalho foi uma especificida do Software que é obtida a partir da associação três ECLIPSE , conhecida como AIM equações básicas: a equação da continuida, (Adaptive Implicit Method). Nesta forma que é uma equação conservação massa, solução, as iterações são realizadas utilizando a lei Darcy, que é uma equação o modo Totalmente Implícito para as transporte massa, e uma equação estado células localizadas em regiões difíceis e que tanto po ser uma lei dos gases como a IMPES em regiões fáceis. equação da compressibilida para o caso líquidos. passos tempo variáveis. Para os primeiros No processo injeção CO2 em aquíferos, Para o problema abordado, assume-se equações 2 anos e 5 meses injeção, os passos equilíbrio tempo são 30 dias. Depois, até o final da termodinâmico governam a divisão do CO2 injeção, os passos tempo são 365 dias. entre as fases gás (na verda po ser Após o final da injeção, o próximo é 15 líquido ou supercrítico) e água. O equilíbrio anos e pois varia-se entre 100 e 200 anos termodinâmico é estabelecido através da até o final da simulação, no ano igualda das fugacidas do CO2 na fase gás e do CO2 na fase água. A fugacida do 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO CO2 na fase gás é calculada através uma equação estado e a fugacida do CO2 na

7 Neste projeto, a vazão injeção injeção e, nesse caso, maior será a vazão Dióxido Carbono foi variável durante o diária injeção. Para valores menores período injeção, cerca 6 anos e 5 meses permeabilida, (2343 dias). Porém, com a variação da comportamento da vazão diária CO2 po permeabilida no meio poroso, a vazão ser visualizada na Figura 4 para todos os injeção do CO2 também se altera. Quanto estudos Caso. Vale ressaltar que a pressão maior a permeabilida, maior o potencial injeção na cabeça do poço é mantida possível que o aquífero salino po ixar constante, igual a 400 bar. ocorre o inverso. O se atravessar pelo gás durante o processo Figura 4: Relação da vazão diária injeção CO2 com o tempo em escala logarítmica para cenários com variação da permeabilida (k). Ocasionalmente, como a vazão redução 10% da permeabilida. Contudo, injeção diária para os estudos casos é para aumento 50% da permeabilida, diferente, o volume injetado Dióxido percebe-se um aumento aproximadamente Carbono também será variado. Para casos 32% do volume total injetado em comparação maiores vazões injeção, haverá um maior com o Caso 1. Com a redução 50%, ocorre volume CO2 armazenado no aquífero uma queda cerca 44,66% do volume salino e ocorrerá o inverso para menores total injetado. vazões injeção. Neste estudo, percebe-se pela Tabela 4 que o volume total injetado não varia significativamente para o aumento e

8 Tabela 4: Análise do volume total injetado CO2 (standard cubic metre) com a variação da permeabilida (k). Caso Volume Total Injetado (sm³/dia) Caso 1: Molo Comparativo 1,73x108 Caso 2: Aumento 10% k 1,86x108 Caso 2: Redução 10% k 1,60x108 Caso 3: Aumento 50% k 2,29x10 8 Caso 3: Redução 50% k 9,62x107 Percebe-se um aumento 2,83% na pressão média do reservatório em relação ao Caso 1 ao final da injeção, em 31/12/2019. O princípio é inverso para a redução 10%, acarretando numa diminuição 3,07%. Através do aumento 50%, observa-se um acréscimo mais acentuado na pressão à medida que o CO2 é injetado no meio poroso, cerca 12,43% a mais do que no Caso 1, comparado a data do final da injeção. Com a redução 50%, ocorre uma queda 17,67% ao final da injeção. a) 3.1. Análise da Pressão no Aquífero Salino A pressão no aquífero salino tem um aumento significativo e crescente à medida que é injetado o CO2. Quando o poço for fechado, a pressão irá se compensar e se tornará constante após o período injeção. b) Em todos os Estudos Caso, a pressão do aquífero salino aumenta significativamente durante os primeiros 7 anos simulação (2555 dias) e, pois, permanecerá constante até o ano A Figura 5 mostra o comportamento da pressão ao final da injeção CO 2 para o Caso 1 e 3 (visualização em planta). Com o aumento 10% da permeabilida, a pressão ao longo do tempo apresenta-se semelhante Figura 5: a) Comportamento da pressão ao final da injeção CO2 para o Caso 1. b) Comportamento da pressão ao final da injeção CO2 com redução 50% da permeabilida em relação ao Caso 1. à do Caso 1.

9 Verifica-se que após o término da comportamento da pressão média do injeção, a pressão se torna constante em todos reservatório po ser observado na Figura 6 os casos, sendo mais elevada para o aumento para da permeabilida e o inverso para a redução, permeabilida. todos os casos variação da quando comparado com o Caso 1. O Figura 6: Relação da pressão média do reservatório com o tempo em escala logarítmica para cenários com variação da permeabilida (k) Análise da Saturação do Dióxido reservatório. Quando se tem uma redução da Carbono (CO2) injetado no Aquífero permeabilida nesta proporção, nota-se um Salino sentido inverso, ou seja, uma redução da A saturação do CO2 no aquífero salino percolação dos gases no sentido radial do permanecerá constante após o final da reservatório. Já em relação ao aumento injeção. Porém, a distribuição do gás ao redor 50% da permeabilida, a saturação do gás do reservatório irá se alterar com o passar do será 28,68% superior do que o Caso 1, isto em tempo. A Figura 7 mostra a saturação do CO 2 relação ao ano Nota-se que o no aquífero salino em 3013 (1000 anos após o parâmetro final da injeção) para o Caso 1 e 3. sensibilida à redução da permeabilida. analisado tem uma elevada Percebe-se que o aumento 10% na Com a redução 50%, percebe-se uma permeabilida acarreta em um aumento da queda significativa 42,02% na saturação do percolação dos fluido em relação ao Caso 1, isto para o ano aumentando a gases saturação pela formação, gás no 3013.

10 Vale lembrar que, nesse estudo, não há a) perigo escape CO2 por poços abandonados, falhas e/ou fraturas, pois foi consirado que a fase supercrítica do CO2 não atinge as fronteiras do aquífero. Com a redução da permeabilida, percebe-se que a dispersão do gás injetado com o passar do tempo é baixíssima, sendo b) que o fluido fica próximo ao poço injetor. O comportamento da saturação do gás com o tempo po ser observado na Figura 8. Figura 7: a) Saturação do gás no reservatório em 3013 para o Caso 1; b) Saturação do gás no reservatório em 3013 com redução 50% da permeabilida em relação ao Caso 1. Figura 8: Relação do valor médio da saturação CO2 no reservatório com o tempo em escala logarítmica para cenários com variação da permeabilida (k).

11 4. CONCLUSÕES medida que a saturação CO2 aumenta no reservatório, po ser que este atinja as Conclui-se que a pressão média do fronteiras e, nesse caso, é necessário um aquífero salino não varia significativamente estudo mais talhado das condições sob uma leve alteração da permeabilida, contorno, modo a assegurar que não haja que nesse estudo foram consiradas para o escape do gás através das rochas capeadoras, aumento e redução 10%. Para variações falhas, fraturas, poços abandonados e entre mais relevantes, no caso do aumento e outras causas. redução 50%, é O sequestro e armazenamento geológico extremamente sensível. Em ambos os casos, CO2 é uma alternativa na redução das foi notável que a pressão foi mais vulnerável emissões e estabilização da concentração para a redução, tendo uma queda mais atmosférica dos gases efeito estufa em uma acentuada em relação ao molo comparativo. perspectiva senvolvimento sustentável. Em relação a saturação do CO2 no A dificulda sta técnica está em saber aquífero salino, percebeu-se que o aumento da como o reservatório e os fluidos presentes permeabilida ten a aumentar a dispersão irão se comportar com o armazenamento, qual do fluido injetado e, com o correr do será o stino do CO2 após a sua injeção e tempo, o fluido ten a se espalhar mais na qual será o risco geológico vazamento. formação geológica. Este parâmetro também Portanto, é necessário um planejamento se apresentou mais sensível à redução da estratégico permeabilida. A saturação do gás foi muito molagem e simulação para analisar o menor comportamento do CO2 durante e após comparada percebeu-se ao Caso 1 que e sua distribuição ficou extremamente confinada ao injeção do redor do poço injetor. geológicos. e cuidadoso, mesmo em baseado em reservatórios Vale ressaltar que a área saturada do CO2 atinge cerca 16,5% da área total do aquífero para o maior aumento 5. AGRADECIMENTOS da permeabilida. Isso mostra que, em todos Os autores agracem a Schlumberger os estudos caso analisados, o aquífero pela disponibilida da licença acadêmica do ainda possui capacida muito maior para o Software Eclipse ao Campus São Mateus, da armazenamento, ou seja, é possível continuar Universida Feral do Espírito Santo injetando CO2 neste reservatório. Contudo, a UFES, durante o ano 2013.

12 LAKE, L. W. Enhanced oil recovery. 6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Prentice Hall, BENTHAM, M.; KIRBY, G. CO2 Storage in MARÇON, D. R. Molagem numérica da Saline Aquifers. Oil & Gas Science and injeção CO2 em aquíferos salinos: Technology, Rev. IFP, v. 60, nº. 3, p , investigação dos parâmetros relevantes para otimizar o armazenamento em projetos CCS Carbon Capture and Storage. 2009, CÂMARA, G.; ANDRADE, J. C.; ROCHA, 174p. Dissertação Mestrado, Pontifícia P. Tecnologia Armazenamento Geológico Universida Católica do Rio Janeiro, Dióxido Carbono: Panorama Mundial Programa Pós Graduação em Engenharia e Situação Brasileira. In: Revista Eletrônica Mecânica. Rio Janeiro-RJ. Sistemas & Gestão, v.6, p , RAVAGNANI, A. T. F. S. G. Molagem IEA, INTERNATIONAL ENERGY Técnico-Econômico Sequestro CO2 AGENCY. Technology Roadmap: Carbon Consirando Injeção em Campos Maduros. capture and storage. Paris, França, , 201p. Tese Doutorado, Universida Estadual Campinas, Programa Pós- IPCC, INTERGOVERNMENTAL PANEL Graduação em Ciências e Engenharia ON CLIMATE CHANGE. IPCC Special Petróleo. São Paulo-SP. Report on Carbon Dioxi Capture and Storage. Working Group III, ROSA, A. J.; CARVALHO, R. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia Reservatórios KETZER, J. M. M.; VILLWOCK, J. A.; CAPORALE, G.; ROCHA, L. H. Petróleo. Interciência, S.; ROCKETT, G.; BRAUN, H.; GIRAFFA, L. The CARBMAP Project: CO2 Source-Sink Matching and Opportunities for Carbon Sequestration Sequestration in Brazil. Learship In: Carbon Forum Annual Meeting. Paris, França, 2007.