ENGEPROJNEWS: Tipos de Recuperação de Petróleo (EOR)

O petróleo constitui atualmente a principal fonte de energia do planeta. Isto pode ser causa de problemas futuros, porque este não pode ser renovado e o consumo aumenta com o passar dos anos. O conhecimento tecnológico atual ainda não dispõe de substitutos à altura do petróleo, apesar de ser conhecido que dentro de um breve tempo este estará esgotado. Isto gerou uma preocupação no sentido de extrair do subsolo a maior quantidade possível de petróleo.

Ao contrário do que se pode imaginar, o petróleo não se encontra em lagos subterrâneo à espera que alguém fure um poço e o bombeie para a superfície. Ele está contido no interior de pequenos poros que são os espaços "vazios" da rocha reservatório. Os reservatórios se encontram desde algumas centenas até alguns milhares de metros de profundidade. Como resultado de forças capilares entre o petróleo e a rocha, nem todo o petróleo contido no reservatório pode ser trazido para a superfície. A tecnologia atual recupera apenas em torno de 30% do total de petróleo disponível na rocha reservatório.

Com a finalidade de aumentar a produção de petróleo, pesquisas realizadas em laboratórios e em campos de todo o mundo, resultaram num conjunto de técnicas conhecidas como recuperação suplementar de petróleo. Dentre esses métodos os mais importantes são:

Processos térmicos (combustão "in situ", estimulação com vapor e injeção de vapor),
Processos de deslocamentos miscíveis (tampão miscível, injeção de gás pobre a alta pressão, injeção de gás rico, injeção de gás carbônico),
Processos químicos (injeção de polímeros, injeção de cáusticos, injeção de surfactantes).

Estatísticas revelam que, nos Estados Unidos, a produção de petróleo por métodos de recuperação suplementar, em 1994, é de 709.094 barris de petróleo por dia. A produção atual proveniente da aplicação de métodos de recuperação suplementar de petróleo representa um pouco mais de 10% do total recuperado. Além disso, a recuperação devido à injeção de CO2 aumentou em 11,3% no ano de 1994 com relação ao ano de 1992. Em 1994, os métodos térmicos participaram com 59,0% de todo o petróleo produzido por recuperação suplementar. Os métodos miscíveis de recuperação são responsáveis por 40,7% dos quais 56,0% correspondem à injeção de CO2. Um pouco menos de 0,3% do total de petróleo obtido por recuperação suplementar foi devido aos processos químicos. Os valores citados estão resumidos na tabela 1.1.

TABELA 1.1 – Produção de petróleo em função da aplicação de métodos de recuperação suplementar nos Estados Unidos.

Método de recuperação	1992	1994
Térmicos	460.691	418.571
Injeção de gases	218.420	288.629
CO2 Miscível	144.973	161.488
CO2 Imiscível	95	0
Químicos	2154	1892
Outros	2	2
Total	760.907	709.094

VALORES EM BARRIS DE PETRÓLEO POR DIA

Os métodos térmicos deverão contribuir mais para o aumento do uso de técnicas de recuperação suplementar, sendo que a injeção de CO2 deverá predominar dentre os métodos miscíveis de recuperação – o alto custo dos hidrocarbonetos limitará seu uso, enquanto o N2 só é aplicável sob condições limitantes de reservatório. Dentre os processos químicos, o uso de cáusticos e polímeros apresenta baixa relação custo-benefício. Complicada tecnologia além de custos e riscos elevados são fatores importantes na injeção de surfactantes, entretanto, os potenciais técnicos e econômicos são tais que justificam a continuação das pesquisas. Espera-se que um maior domínio dessas tecnologias aumente ainda mais o interesse em suas aplicações, garantindo um maior retorno econômico.

A produção de um poço de petróleo é normalmente dividida em três fases: recuperação primária, secundária e terciária. A recuperação primária é função de mecanismos naturais de empuxo, gás em solução, influxo de água, empuxo gerado por capa de gás, drenagem por gravidade, etc. Tais mecanismos garantem a surgência por certo tempo. Com a continuação da produção há um declínio da pressão, o que exige a aplicação de algum método de elevação artificial – usualmente bombeio mecânico. O fluxo de petróleo para dentro do poço diminui até tornar antieconômico o bombeio mecânico. A extensão da recuperação primária varia bastante, alcançando em média até 20% do petróleo originalmente contido no reservatório.

A recuperação secundária refere-se a técnicas tais como injeção de água ou gás, cujo propósito é, em parte, manter a pressão do reservatório. Estas técnicas são aplicáveis a reservatórios onde o petróleo é drenado por efeito gravitacional para a parte inferior da formação. Os fluidos injetados são produzidos juntamente com o petróleo. A injeção de gás natural, por exemplo, é uma prática comum em instalação desprovidas de gasodutos para seu transporte. A reinjeção, além de cumprir o objetivo de repressurização do reservatório, serve como meio de estocagem do gás natural para uso posterior. A técnica tem uso limitado, sendo a injeção de água o método mais corriqueio de recuperação secundária. Esta última fornece o dobro da quantidade de petróleo que pode ser obtida através da recuperação primária. Cerca de 40% da produção de petróleo nos Estados Unidos depende desse tipo de recuperação^[1]. De qualquer modo, após aplicada a recuperação secundária, aproximadamente 70% do total de petróleo do reservatório continua alojado nos poros do mesmo.

Os métodos terciários de recuperação são aplicados geralmente após a recuperação secundária, e envolvem injeções de substâncias normalmente ausentes do reservatório. Os métodos terciários de recuperação são aplicados geralmente após a recuperação secundária, e envolvem injeções de substâncias normalmente ausentes do reservatório. Os métodos terciários de recuperação são resultados de exaustivos estudos efetuados em campo e em laboratório e têm como objetivo a produção do petróleo retido no reservatório, após esgotadas as chances de recuperações primária e secundária. A terminologia é inapropriada porque em muitos casos essas técnicas são aplicadas a poços onde houve apenas recuperação primária ou nenhuma recuperação. Atualmente o termo recuperação suplementar de petróleo tem-se tornado bastante popular.

Estimativas sugerem que os métodos de recuperação suplementar são capazes de produzir uma quantidade adicional de petróleo equivalente a 10% do total presente no reservatório. Equipamentos caros e especiais são requeridos para aplicação dessas técnicas e muitas substâncias químicas são utilizadas em alguns processos. A relação custo-benefício justifica ou impede a aplicação de processos de recuperação suplementar. A figura 1.1 mostra uma fluxograma onde estão resumidos os métodos de recuperação suplementar de petróleo.

Alguns exemplos de métodos de recuperação suplementar são: combustão in situ, cujo aumento de temperatura reduz a viscosidade do petróleo, facilitando seu escoamento para poços de produção; injeção de polímeros, que melhora a varredura volumétrica; injeção de cáusticos e surfactantes, os quais reduzem as tensões interfaciais e facilitam o deslocamento efetivo do petróleo; injeção de gases ricos; injeção de gás pobre a altas pressões; injeção de dióxido de carbono, que sob dadas condições de pressão, temperatura e composição pode tornar-se miscível com o fluido do reservatório, causando, entre outros:

Inchamento (aumento de volume de uma dada quantidade de petróleo) e redução da viscosidade do petróleo;
Diminuição da tensão interfacial entre os fluidos deslocante e deslocado, por ser muito solúvel na água;
Reação ácida com as rochas da formação (aumento de injetividade);
Vaporização de componentes do petróleo;
Aumento do empuxo interno gerado por gás em solução.

São estas, sob o ponto de vista da recuperação suplementar de petróleo, as características mais importantes de uma injeção de dióxido de carbono.

É do conhecimento da engenharia de petróleo que forças capilares causam a retenção do petróleo residual deixado para trás da frente de injeção^[6]. Essas forças capilares retentoras são resultantes de tensões limites ou interfaciais entre o petróleo residente e o fluido deslocante. Portanto, se a interface entre os fluidos presentes no reservatório for removida, as forças capilares desaparecem e recuperação completa da área varrida pode ser obtida. Deslocamentos miscíveis, tais como os que podem ser efetuados com CO2, se enquadram dentro dos processos de recuperação que preenchem esse requisito.

1 – RECUPERAÇÃO CONVENCIONAL

2 – RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR

Figura 1.1 – Métodos de recuperação suplementar de petróleo.

Fonte: disponível em:

Os vários processos de deslocamentos miscíveis podem ser agrupados do seguinte modo: processos nos quais já existe miscibilidade entre os fluidos deslocados e deslocante, e aqueles nos quais o fluido injetado desenvolve de algum modo a miscibilidade com o petróleo presente no reservatório. Um exemplo do primeiro tipo de processo é a injeção de propano líquido o qual, neste estado, é miscível com o petróleo do reservatório, enquanto que a injeção de gás carbônico faz, normalmente, parte do segundo tipo.

Uma explicação de como se desenvolve a miscibilidade de um sistema petróleo-CO2 é sugerida por Metcalfe e Yarborough, os quais sugerem que o mecanismo através do qual a miscibilidade ocorre está diretamente relacionado com o equilíbrio de fases do sistema. Quanto as temperaturas e pressões são altas, o mecanismos envolvido é de vaporização. À medida que a frente de CO2 se desloca no meio poroso, esta torna-se rica em componentes mais pesados. O enriquecimento do dióxido de carbono por componentes do petróleo torna-o mais denso e mais viscoso, o que diminui ainda mais a possibilidade de existência de caminhos preferenciais através do petróleo, aumentando assim a eficiência do deslocamento. Com o andamento da extração, as propriedades dos fluidos deslocante e deslocado aproximam-se cada vez mais e, eventualmente, a miscibilidade pode ser atingida. Isto pode ser entendido de maneira clara através do uso de um diagrama clássico pseudo-ternário, tal como mostrado no anexo A.1. Se no mesmo nível de pressão as temperaturas ao relativamente baixas, o mecanismos é mais corretamente descrito por condensação (absorção) de CO2 na fase petróleo. O deslocamento assume então a aparência de uma extração líquido-líquido ou supercrítica.

A injeção de CO2 tem-se mostrado um dos métodos mais promissores de recuperação suplementar de petróleo, não só pelo fato de resultar em 100% de varredura da parte do reservatório contatada, mas, principalmente, por permitir a obtenção de um deslocamento miscível a um baixo custo, quando comparado com outros métodos miscíveis de recuperação suplementar, tais como: injeção de propano líquido ou gás liquefeito de petróleo, injeção de gás rico (gás natural enriquecido com hidrocarbonetos do etano e hexano), e injeção de gás pobre a altas pressões. Nestes três tipos de injeção, o tampão miscível é deslocado por um líquido (água, por exemplo) ou um gás (gás pobre, preferencialmente). Além disso, o custo total da operação de injeção de CO2 pode ser reduzido se eficientes instalações de separação da mistura petróleo-CO2 e purificação do fluido deslocante estiverem disponíveis na superfície. O CO2 tratado é reinjetado na formação.

A utilização de gás carbônico tornou-se alvo de investigações desde os anos cinqüenta, sendo atualmente a técnica que mais atrai a atenção daí ndústria do petróleo. O processo pode ser encarado como uma extração supercrítica, uma vez que a temperatura crítica do CO2 (87.8 F) se encontra na faixa inferior de temperaturas da maioria dos reservatórios (86 – 248 F). Desse modo, as altas densidades e o poder de solubilização apresentados por alguns fluidos em condições um pouco acima de seus pontos críticos podem ser obtidos em condições de reservatório.

Recuperação Primária

A recuperação primária é a etapa da produção onde a energia preexistente no reservatório é responsável pela movimentação do óleo para a superfície. Para Passos (2002), no início de sua vida produtiva, viável técnico-economicamente, o reservatório tem energia para abastecer o poço, promovendo a elevação até a superfície e escoando horizontalmente até as facilidades de produção.

Nesse estágio inicial de produção de óleo num reservatório, o óleo é forçado para a superfície devido a forças naturais, como: expansão do óleo, expansão do gás ou ambos; deslocamento pela migração de água naturalmente pressurizada de uma zona de comunicação; e escoamento de uma posição mais alta no reservatório para poços em posições mais baixas. As forças de expulsão naturais presentes em um determinado reservatório dependem das propriedades da rocha e do fluido, da estrutura geológica e da geometria do reservatório, além da taxa de produção de óleo e gás (CORREIA; FRANÇA;THOMÉ, 2006).

Segundo Mustafa, Souza e Rocha (2003), a produção de petróleo nessa fase varia entre 15% e 20% do volume original da jazida.

Figura 1.2 – Recuperação primária de petróleo (Água).

Figura 1.3 – Recuperação primária de petróleo (Gás).

Recuperação Secundária

Quando é extinta a energia natural do reservatório, que ocorre ao longo da recuperação primária, grande volume de petróleo ainda permanece aprisionada. A partir deste ponto começa a utilização de métodos de recuperação secundária, que consiste na injeção de fluidos, normalmente, água e gás natural.

Segundo Rosa et al (2006) a recuperação secundária de petróleo pode ser classificada como:

- Recuperação secundária convencional – ex: injeção de água e gás natural;

- Recuperação secundária especial ex: injeção de CO2, combustão in situ, injeção de vapor, etc.

O objetivo da injeção desses fluidos (água e gás) é exclusivamente mecânico, com a finalidade de empurrar ou deslocar o óleo para fora dos poros das rochas, sem que haja qualquer interação química ou termodinâmica entre os fluidos ou entre os fluidos e a rocha reservatório. O fluido injetado deve empurrar o óleo para fora dos poros da rocha, ocupando o espaço deixado.

Entretanto, mesmo na parte da rocha invadida pelo fluido deslocante (água ou gás natural, por exemplo), certa quantidade, denominada "óleo residual", permanece no reservatório, em conseqüência de efeitos de capilaridade (THOMAS, 2001).

Com a recuperação secundária convencional se consegue elevar a recuperação para cerca de 30 a 45% do volume original da jazida. O restante fica retido nos poros da rocha reservatório, de onde só vai ser retirado através de métodos de recuperação secundária especiais (MUSTAFA; SOUZA;ROCHA, 2003).

Figura 1.4 – Recuperação secundária de petróleo (Água).

Figura 1.5 – Recuperação secundária de petróleo (Gas).

Recuperação Secundária Especial (Terciária)

Também denominado de Recuperação Avançada de Óleo ou EOR-Enhanced Oil Recovery (em Inglês), são todos os processos de recuperação que não seja a simples injeção de água ou gás natural para manter a pressão no reservatório e, assim, aumentar a capacidade de produção (CORREIA; FRANÇA; THOMÉ, 2006).

Considerando a natureza geral do processo, classificam-se os métodos avançados em: métodos térmicos, métodos miscíveis e métodos químicos. Esta classificação, entretanto, não é única e alguns métodos poderiam ser incluídos em outras categorias (PASSOS, 2002).

Entretanto, apesar de aumentar o tempo de vida produtiva dos reservatórios, essas técnicas têm como principal limitador o incremento ao preço final do petróleo produzido. Este fato leva muitas reservas a serem abandonadas antes da execução dessa etapa de produção.