DESENVOLVIMENTO DE UM RESERVATÓRIO DE ÓLEO PESADO ATRAVÉS DA INJEÇÃO DE VAPOR EM POÇOS HORIZONTAIS. M. A. ROCHA 1, T. V. DUTRA Jr 2 e J. L. M. BARILLAS 3 1 Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo 2 Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo 3 Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo E-mail para contato: marcelrochaa@outlook.com RESUMO A exploração de reservas de hidrocarbonetos pesados e extrapesados são de interesse primordial para muitas companhias de petróleo, uma vez que, a magnitude desses recursos representa umas das futuras fontes de energia mundial. A produção de óleo pesado a partir de depósitos subterrâneos é difícil, até mesmo sobre melhores circunstâncias, devido principalmente à elevada viscosidade do óleo. Por isso, foram desenvolvidos os métodos térmicos. Neste trabalho, simulou-se a injeção continua de vapor através de poços horizontais, para desenvolver um reservatório de óleo pesado, com características do Nordeste brasileiro. Foram feitas análises técnicas dos modelos que diferiam quanto às suas restrições e arranjos estruturais do sistema e, por fim, analisou-se o VPL dos melhores modelos. Tecnicamente, a injeção com poços horizontais no arranjo central apresentou-se melhor e observou-se que maiores vazões de injeção não necessariamente resultaram em máximas recuperações de óleo. 1. INTRODUÇÃO A última década foi marcada pela propagação e pelos numerosos investimentos em pesquisa e na geração das energias renováveis. A geração de energia limpa obteve um crescimento de cerca de 81 %, mas mesmo assim as fontes fósseis ainda se destacam no topo da matriz energética mundial e brasileira. Atualmente, Venezuela, Arábia Saudita e Canadá se destacam como principais países detentores das reservas de óleo provadas. Nas reservas da Venezuela e do Canadá concentram-se, principalmente, grande quantidade das reservas de óleos pesados, extrapesados e de betume existente no mundo (BRITISH PETROLEUM, 2014). A produção dos hidrocarbonetos pesados a partir de depósitos subterrâneos é difícil, até mesmo
em reservatórios que possuem altas permeabilidade e porosidade, devido principalmente à elevada viscosidade do óleo (ROCHA, 2014). Ao dar início a produção de fluidos em um reservatório, que tenha energia suficiente para deslocar os fluidos até a superfície, nota-se com o tempo o que chamamos de depleção do reservatório. Com o passar do tempo, ocorre o consumo da energia primária do reservatório e a pressão declina durante a sua vida produtiva, consequentemente, ocorre a redução da produtividade do poço. Para melhorar esse processo de produção foram desenvolvidos métodos de recuperação convencionais e especiais para obtenção de um maior fator de recuperação e, consequentemente, uma maior lucratividade na operação de explotação (ROCHA, 2014). Os métodos de recuperação convencionais e especiais têm como finalidade incrementar a pressão do reservatório e/ou modificar algumas de suas propriedades rocha/fluido para melhorar o deslocamento do óleo para fora dos poros da rocha. Esses métodos são de grande importância, principalmente, para reservatórios com óleo de alta viscosidade (RIOS, 2011). Para essas reservas, é comum ver o incremento da recuperação de óleo através da aplicação dos métodos térmicos. Basicamente, eles auxiliam no aumento da produção, porque provocam a redução da viscosidade e das tensões interfaciais entre os fluidos do reservatório. Entre os mais utilizados, destaca-se a injeção de vapor. Na década de 70, essa técnica se consolidou economicamente viável e vários campos de petróleo faziam o uso desse método avançado. Nessa mesma época, a engenharia de poços começa a ultrapassar barreiras com o surgimento do motor de fundo e das ferramentas de direcionamento que proporcionaram a construção de poços com ganho e perda de grandes ângulos. Através da combinação dos mecanismos térmicos com as novidades tecnológicas da engenharia de poços foram desenvolvidos, posteriormente, os estudos dos mecanismos de drenagem gravitacional auxiliados por vapor. 1.1. DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDO POR VAPOR Entre o final dos anos 70 e o início dos anos 80, a teoria do processo começa a ser colocada em prática através das abordagens analíticas propostas pelos engenheiros do departamento de pesquisa e tecnologia voltados para o desenvolvimento das reservas de hidrocarbonetos em Alberta (Alberta Oil Sands Technology and Research Authority AOSTRA). Roger M. Butler fazia parte dessa equipe de pesquisa e juntamente com outros estudiosos desenvolveram o método de drenagem gravitacional de petróleo assistido por vapor mais conhecido, o SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). O método SAGD consiste na perfuração de pares de poços horizontais que adentram no reservatório percorrendo grande parte de sua extensão. Dessa forma, o método SAGD é também indicado para aplicação em reservatórios delgados. Para a execução do método é necessária à construção de um poço injetor e um poço produtor, ambos estrategicamente posicionado. O poço produtor é perfurado na base da zona de óleo do reservatório e o poço injetor é perfurado a cima, de uma forma que eles sejam paralelos entre si (ROCHA, 2014). A localização do poço injetor é escolhida com o objetivo de que o vapor circule por uma maior área do reservatório e troque calor com a maior quantidade possível de óleo frio, para assim existir boa eficiência térmica da injeção. A Figura 1 apresenta esquematicamente o processo SAGD.
Figura 1 Configuração dos poços utilizados pelo método SAGD. O comprimento horizontal dos poços deve ser projetado para que ocorra a máxima recuperação de óleo. Em reservatórios com grandes comprimentos é possível dispor de poços com trechos horizontais que chegam a 1000 m. Geralmente, a distância vertical entre os poços varia de 4 a 6 metros e, por estarem relativamente pertos, a produção de óleo se inicia em um curto período de tempo. Fato esse que leva a operação a ter um retorno financeiro mais rápido (BARILLAS, 2008). O vapor é injetado de forma contínua pelo poço injetor e dessa forma tende a subir e se espalhar pelo reservatório (BUTLER, 1991). Conforme vai se chocando com o óleo, o vapor vai perdendo calor e o óleo se tornando menos viscoso. Neste processo, a transferência de calor ocorre por condução e por convecção do calor latente, após o vapor perder calor suficiente para transformar-se em água líquida. Com a tendência do vapor de subir e de se espalhar pelo reservatório nota-se a formação, ao longo dos poços, de uma câmara cônica de vapor. O escoamento dos hidrocarbonetos pesados para o poço produtor se dá através das paredes da câmara de vapor, com auxílio da gravidade, em contracorrente ao sentido do fluxo de vapor. No Brasil ainda não foi aplicado este tipo de processo, por isso o estudo dessa tecnologia é de fundamental importância para se conhecer em quais campos de produção a mesma pode ser implantada com vantagens, assegurando maior rentabilidade e com menor demanda de injeção de vapor. Para realizar isto é necessário um estudo minucioso do processo para verificar a compatibilidade das técnicas aplicadas em outros países às nossas particularidades. Sendo assim, desenvolveu-se um estudo deste método utilizando a simulação numérica para observação técnica da aplicabilidade deste método. 2. MODELAGEM DO PROCESSO O reservatório em estudo é um modelo que possui características dos fluidos e geológicas de um reservatório do Nordeste Brasileiro. Para desenvolver o fluido, presente no reservatório, utilizou-se o WinProp da Computer Modelling Group (CMG). Foi possível agrupar os componentes e formar os pseudocomponentes, como pode ser observado na Tabela 1.
Tabela 1 - Composição do óleo. Pseudocomponentes do óleo Porcentagem molar (%) CO 2 a N 2 0,72 CH 4 a C 3 H 10,35 IC 4 a NC 5 0,32 C 6 a C 10 0,38 C 11 a C 19 16,65 C 20 a C 29 28,92 C 30 a C 39 17,24 C 40+ 25,42 Total 100,00 O modelo físico do reservatório em estudo tem propriedades e dimensões homogêneas. De acordo com a Tabela 2, pode-se observar as características da jazida em estudo. Tabela 2 - Propriedades do reservatório. Características Valores Área planar do reservatório (m²) 100 x 600 Espessura da reserva (m) 30 Espessura da zona de óleo (m) 20 Espessura da zona de água (m) 10 Profundidade do topo do reservatório (m) 200 Permeabilidade horizontal (md) 1000 Permeabilidade vertical (md) 100 Porosidade (%) 26 Viscosidade do óleo @ 37.8 C (cp) 791,64 Pressão de referência @ 200 m (kpa) 1980,17 Óleo in place (m³ std) 181.854
2.1 CASOS ESTUDADOS Optou-se por injetar continuamente vapor a 288 ºC, com título de 50 %, por 20 anos. Foi realizado um estudo de sensibilidade da produção de óleo através da observação de diversos parâmetros, tais como: distância vertical entre produtor e injetor, distância lateral entre injetor e o produtor e vazão de injeção. Foi utilizado um planejamento fatorial completo entre os três parâmetros variando-os em três níveis (3³), como mostra a Tabela 3. Os níveis foram estabelecidos de acordo com a bibliografia e com testes iniciais. Parâmetros Tabela 3 - Planejamento experimental 3³. Níveis -1 0 1 Distância vertical - DV (m) 5 8 11 Distância lateral - DL Central Mediana Extrema Vazão de injeção - Qinj (m³ std/dia) 50 125 200 Planejamento 3³ 27 experimentos Na Figura 2 observa-se a disposição dos poços de acordo com as distâncias laterais estudadas. Todos os poços têm comprimento de 510 m. Figura 2 - Configuração dos poços horizontais: (a) Central (SAGD), (b) Mediana e (c) Extrema.
2.2 DADOS ECONÔMICOS A análise econômica desse estudo foi desenvolvida de acordo com o método do Valor Presente Líquido (VPL). Para todos os modelos foram obtidos os VPL s anuais através das variáveis econômicas observadas na Tabela 4. Nesse estudo econômico foram atualizados alguns dados utilizados por Rodrigues (2012). Tabela 4 - Variáveis econômicas. Dados Valores Custo de vapor inj (US$/m³) 13,05 Custo de tratamento da água produzida (US$/m³) 3,91 Custo de óleo produzido e elevação (US$/m³) 40,99 Valor do óleo (US$/bbl) WCS (Maio/2015) 52,63 Valor do óleo (US$/m³) 331,03 Preço de gerador (US$) 1.564.173,00 Capacidade do gerador (m³ std/dia) 500 Tempo de projeto (anos) 20 Eficiência do gerador (%) 90 TMA (% a.a.) 15 Custo de perfuração e completação dos poços horizontais onshore (US$/Poço) 750.000,00 Custo de perfuração e completação dos poços verticais onshore (US$/Poço) 250.000,00 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES Os resultados para os três melhores casos para cada configuração adotada, podem ser vistos na Figura 3. Para cada configuração nota-se que não houve grandes mudanças no fator de recuperação final quando se alterou a distância vertical entre poços e que a maior recuperação de hidrocarbonetos é atingida com na configuração Central. Para estes modelos os fatores de recuperação foram superiores a 60 %, em 20 anos. Os resultados mostraram que nas configurações Centrais e Medianas o aumento da vazão de 125 m³ std/dia para 200 m³ std/dia não trouxe melhorias ao sistema, uma vez que o vapor passou a ser produzido rapidamente.
Figura 3 - Comparação dos melhores casos para as configurações adotadas. A análise de VPL foi realizada para todas as configurações, mas os modelos Centrais foram os que apresentaram os melhores resultados econômicos. O estudo econômico foi desenvolvido para modelos com diferentes vazões de injeção. A Figura 4 mostra que os melhores resultados econômicos anuais foram atingidos com a vazão de 150 m³ std/dia. O máximo VPL, de 6.429.513,45 US$, foi alcançado no 13º ano de projeto. Após 13 anos, não é mais viável economicamente a injeção de vapor. Figura 4 - Gráfico do VPL anual para os modelos com configuração Central.
5. CONCLUSÕES Do reservatório analisado, dentro do intervalo dos parâmetros estudados, foram obtidas as seguintes conclusões: - Dos parâmetros analisados foi observado que a distância vertical não apresentou muita variação no fator de recuperação final. - A distância lateral entre injetor e produtor tem muita influência na produção de óleo e na chegada do banco de óleo. - Injeção com maiores vazões promovem a produção antecipada do vapor para os três casos de configurações de poços. - A melhor resposta técnica-econômica foi obtida no 13 ano de injeção, em um modelo com arranjo estrutural Central e vazão de injeção de 150 m³ std/dia. Foi alcançado um VPL máximo de 6.429.513,45 US$ e um fator de recuperação de óleo de 55,51 %. 6. REFERÊNCIAS BARILLAS, J. L. M. Estudo da recuperação de óleo por drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor. Tese de Doutorado, 2008. 165f. Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Química, Universidade Federal do Rio grande do Norte, Natal. BRITISH PETROLEUM (BP). BP statistical review of world energy: june 2014. 2014. Disponível em: <http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy-economics/statistical-review-2014/bpstatistical-review-of-world-energy-2014-full-report.pdf>. Acesso em: 31 Mar. 2015. BUTLER, R. M. Thermal recovery of oil and bitumen. Department of chemical an petroleum engineering. Prentice Hall, Inc. New Jersey, 1991. RIOS, V. S. Estudo experimental da injeção de vapor pelo método SAGD na recuperação melhorada de óleo pesado. Dissertação de Mestrado, 2011. 148f. Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo, Universidade Estadual de Campinas. ROCHA, M. A. Estudo da utilização do método SAGD para recuperação de petróleo em uma reserva do nordeste brasileiro de óleo pesado. Trabalho de Conclusão de Curso, 2014. 60f. Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil.
RODRIGUES, M. A. F. Análise de Viabilidade de um Fluido Alternativo ao Vapor em Reservatórios de Óleo Pesado. Tese de Doutorado, 2012. 231 f. Centro de Tecnologia e Centro de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.