UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na
Recuperação de Reservatórios
Kilça Tanaka Botelho
Florianópolis, outubro de 2004.
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influencia da Viscosidade do óleo na recuperação de reservatórios, Notas de estudo de Engenharia de Petróleo
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Tipologia: Notas de estudo
2011
1 / 49
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Baixe influencia da Viscosidade do óleo na recuperação de reservatórios e outras Notas de estudo em PDF para Engenharia de Petróleo, somente na Docsity!
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na
Recuperação de Reservatórios
Kilça Tanaka Botelho
Florianópolis, outubro de 2004.
AGRADECIMENTOS
Agradeço o apoio financeiro da Agência Nacional do Petróleo – ANP, e da Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP, por meio do Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor Petróleo e Gás PRH-34 ANP/MCT.
- RESUMO....................................................................................................................
- OBJETIVOS
- 1 INTRODUÇÃO
- 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
- 2.1 Petróleo............................................................................................................
- 2.2 Exploração de Petróleo....................................................................................
- 2.2.1 Rochas Geradoras
- 2.2.2 Migração..................................................................................................
- 2.2.2 Trapa ou Armadilha .................................................................................
- 2.2.3 Rochas-reservatório ................................................................................
- 2.2.3 Rochas Selantes .....................................................................................
- 2.2.4 Sincronismo..............................................................................................
- 2.3 Petróleo em Águas Profundas ....................................................................
- 2.4 Recuperação de Petróleo ...............................................................................
- 2.5 Viscosidade de Fluidos ...................................................................................
- 2.5.1 Equação de Poiseuille..........................................................................
- 2.6 Tensão Interfacial........................................................................................
- 2.6.1 Princípio Físico .........................................................................................
- 2.7 Célula de Hele-Shaw...................................................................................
- 2.7.1 Ensaios de Digitação em uma Célula de Hele-Shaw ...........................
- 3 MATERIAIS E MÉTODOS..................................................................................
- 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES .........................................................................
- 5 CONCLUSÕES ..................................................................................................
- 6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................
RESUMO
É bastante conhecido na literatura que a produção de petróleo ocorre inicialmente de forma espontânea através da pressão interna impelida pelos gases. No entanto, este método chamado de recuperação primária, permite apenas que aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja extraído. Este fator pode ser aumentado utilizando técnicas especiais, chamadas de recuperação secundária e terciária. O método secundário de recuperação consiste na perfuração de um outro poço através do qual é injetado um fluído para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em relação à fase óleo. Devido às diferentes características existentes entre os fluídos presentes no reservatório, após um determinado tempo a produção do óleo volta a cair e inicia-se a produção do próprio fluído injetado, restando ainda muito petróleo a ser recuperado. A partir daí utiliza-se um método terciário de recuperação, podendo ser, por exemplo, injeção de água com produtos químicos, injeção de vapor, ou combustão in situ. Este procedimento provoca alterações nas características do petróleo permitindo um aumento no fator de recuperação do reservatório. Este projeto tem como objetivo o estudo do comportamento da interface água-óleo numa célula de Hele-Shaw, com ênfase nas propriedades físico-químicas dos fluídos em contato. Com isso pretende-se propor um modelo matemático que descreva os fenômenos envolvidos e a determinação das variáveis de controle e a instrumentação necessária a recuperação segura de um reservatório.
1 INTRODUÇÃO
É bastante conhecido na literatura que a produção de petróleo ocorre inicialmente de forma espontânea através da pressão interna impelida pelos gases. No entanto, este método chamado de recuperação primária, permite apenas que aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja extraído. Este fator pode ser aumentado utilizando técnicas especiais, chamadas de recuperação secundária e terciária. O método secundário de recuperação consiste na perfuração de um outro poço através do qual é injetado um fluído para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em relação à fase óleo. Devido às diferentes características existentes entre os fluídos presentes no reservatório, após um determinado tempo a produção do óleo volta a cair e inicia-se a produção do próprio fluído injetado, restando ainda muito petróleo a ser recuperado. A partir daí utiliza-se um método terciário de recuperação, podendo ser, por exemplo, injeção de água com produtos químicos, injeção de vapor, ou combustão in situ. Este procedimento provoca alterações nas características do petróleo permitindo um aumento no fator de recuperação do reservatório. Neste trabalho pretendemos dar uma visão geral dos métodos de recuperação de reservatórios petrolíferos, bem como apresentar a metodologia para o desenvolvimento de modelos matemáticos utilizados para a precisão e o acompanhamento da produção de petróleo.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 Petróleo
O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o componente básico de mais de 6.000 produtos. Dele se produz a gasolina, o combustível de aviação, o gás de cozinha, os lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas e até mesmo energia elétrica. O petróleo bruto possui em sua composição uma cadeia de hidrocarbonetos, cujas frações leves formam os gases e as frações pesadas o óleo cru. A distribuição destes percentuais de hidrocarbonetos é que define os diversos tipos de petróleo existentes no mundo.
É encontrado a profundidades variáveis, tanto no subsolo terrestre como do marítimo. Segundo os geólogos, sua formação é o resultado da ação da própria natureza, que transformou em óleo e gás o material orgânico de restos de animais e de vegetais, depositados há milhões de anos no fundo de antigos mares e lagos.
Com o passar do tempo, outras camadas foram se depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação do calor e da pressão, causados por essas novas camadas, transformou matéria orgânica em petróleo. Por isso, o petróleo não é encontrado em qualquer lugar, mas apenas onde ocorreu essa acumulação de material orgânico, as chamadas bacias sedimentares.
2.2 Exploração de Petróleo
A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorressem simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das
original, rico em compostos de C e H. Para isto, o ambiente deve estar livre de oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da riqueza em C e H das partículas orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a preservação da matéria orgânica e, conseqüentemente, a manutenção da riqueza original de rochas geradoras.
De uma maneira geral, rochas sedimentares comuns apresentam teores de Carbono Orgânico Total (COT, teor em peso) inferior a 1%. Para uma rocha ser considerada como geradora seus teores devem ser superiores a este limite de 1% e, muito comumente, situados na faixa de 2% - 8%, não sendo incomuns valores de até 14%; mais raramente, até 24%. O tipo de petróleo gerado depende fundamentalmente do tipo de matéria orgânica preservada na rocha geradora. Matérias orgânicas derivadas de vegetais superiores tendem a gerar gás, enquanto o material derivado de zooplancton e fitoplancton, marinho ou lacustre tende a gerar óleo. O estágio de maturação térmica de uma rocha geradora, ou seja, a temperatura na qual ela está gerando petróleo, também influenciará no tipo de petróleo gerado. Em condições normais, uma rocha geradora começa a transformar seu querogênio em petróleo em torno de 600 o C. No início, forma-se um óleo de baixa maturidade, viscoso. À medida que a temperatura aumenta, o óleo gerado vai ficando mais fluido e quantidade de gás vai aumentando. Por volta de 900 o C, as rochas geradoras atingem seu pico de geração, expelindo grandes quantidades de óleo e gás. Com o aumento da temperatura até os 1200º C, o óleo fica cada vez mais fluido e mais rico em gás dissolvido. Por volta desta temperatura, a quantidade de gás é predominante e o óleo gerado já pode ser considerado um condensado. Entre 1200 - 1500 o C, apenas gás é gerado pelas rochas-fonte.
2.2.2 Migração
Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um espaço/volume maior do que o querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em
hidrocarbonetos e a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha-fonte se frature intensamente, permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície, até à chegada em um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto para armazená-los, constitui o fenômeno da migração. As rotas usuais em uma bacia sedimentar são fraturas em escalas variadas, falhas e rochas porosas diversas (rochas carreadoras), que ligam as “cozinhas” de geração, profundas, com alta pressão, a regiões focalizadoras de fluidos, mais rasas, com pressões menores.
2.2.2 Trapa ou Armadilha
Uma vez em movimento, os fluidos petrolíferos são dirigidos para zonas de pressão mais baixas que os arredores, normalmente posicionadas em situações estruturalmente mais elevadas que as vizinhanças. As configurações geométricas das estruturas das rochas sedimentares que permitem a focalização dos fluidos migrantes nos arredores para locais elevados, que não permitam o escape futuro destes fluidos, obrigando-os se acumularem, são denominadas de trapas ou armadilhas. Elas podem ser simples como o flanco de homoclinais ou domos salinos, ou, mais comumente, como o ápice de dobras anticlinais/arcos/ domos salinos, ou até situações complexas como superposição de dobras e falhas de natureza diversas. Este tipo de aprisionamento, em uma estrutura elevada, é denominado de trapeamento estrutural. Nem sempre o petróleo é aprisionado em situações estruturais. Eventualmente, a migração do petróleo pode ser detida pelo acunhamento da camada transportadora, ou bloqueio da mesma por uma barreira diagenética ou de permeabilidade, ficando então retido em posições estruturalmente não notáveis. Neste caso, teremos um trapeamento de caráter estratigráfico.
2.2.3 Rochas-reservatório
Rochas selantes são normalmente de granulometria fina (folhelhos, siltitos, calcilutitos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade, cuja transmissibilidade a fluidos seja inferior à dos reservatórios a elas relacionados em várias ordens de grandeza (por exemplo, evaporitos diversos, rochas ígneas intrusivas). Eventualmente, mudanças faciológicas ou diagenéticas dentro da própria rocha-reservatório, ou mesmo elementos estruturais tais como falhamentos, poderão servir de selo para o petróleo.
2.2.4 Sincronismo
Sincronismo, no tocante à geologia do petróleo, é o fenômeno que faz com que as rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se originem e se desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a formação de acumulações de petróleo. Assim sendo, uma vez iniciada a geração de hidrocarbonetos dentro de uma bacia sedimentar, após um soterramento adequado, o petróleo expulso da rocha geradora deve encontrar rotas de migração já formadas, seja por deformação estrutural anterior ou por seu próprio mecanismo de sobrepressão desenvolvido quando da geração. Da mesma maneira, a trapa já deve estar formada para atrair os fluidos migrantes, os reservatórios porosos já devem ter sido depositados, e não muito soterrados para perderem suas características permo-porosas originais, e as rochas selantes já devem estar presentes para impermeabilizar a armadilha.
Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal favorável, o sincronismo, de nada adiantará a existência defasada de grandes estruturas, abundantes reservatórios e rochas geradoras com elevado teor de matéria orgânica na bacia sedimentar.
A falta de sincronismo entre os elementos componentes do sistema petrolífero tem sido uma das causas mais comuns no insucesso de perfurações exploratórias no mundo inteiro. A Figura 2.1 ilustra o sistema petrolífero ativo na Bacia de Campos e responsável pelas maiores acumulações de petróleo já descobertas no Brasil.
Figura 2.1 – Ilustração esquemática do sistema petrolífero atuante na Bacia de Campos (segundo Rangel & Martins, 1998).
2.3 Petróleo em Águas Profundas
De 1985 para os dias de hoje, tem ocorrido uma acelerada busca pelas riquezas petrolíferas situadas em águas profundas (lâminas d’água superiores a 600m) e ultraprofundas (lâminas d’água superiores a 2000m) dos taludes e sopés das margens continentais de determinadas regiões do planeta. Esta corrida, motivada pelos contínuos aumentos do preço do petróleo impostos pelo mercado internacional, pelo decréscimo das reservas e produções de petróleo dos países industrializados e economicamente emergentes (USA, Canadá, Reino Unido, França, Itália, Brasil) e pela instabilidade política das principais regiões exportadoras de petróleo, trouxe consigo um desenvolvimento tecnológico sem paralelo na indústria petrolífera (hoje, com um retrospecto de atividades que alcança os 150 anos). Atualmente, a exploração e a produção de petróleo em águas profundas merece um capítulo à parte na história da indústria petrolífera mundial.
Nas águas profundas e ultraprofundas, a maioria dos sistemas petrolíferos ativos são deltaicos. As rochas geradoras podem ser folhelhos prodeltaicos (eocênicos-oligocênicos), existentes antes da progradação de grandes deltas oligo-miocênicos, tais como nos deltas do Niger, do Nilo e do Mahakam (Indonésia), ou folhelhos mais antigos, relacionados a depósitos anóxicos do Cenomaniano/Turoniano, cobertos igualmente por progradações deltaicas oligomiocênicas, tais como os deltas do Orinoco (Trinidad Tobago) e do Congo (Angola/Congo). No caso do delta do Mississipi, no Golfo do México, as rochas geradoras principais são os folhelhos neojurássicos, com uma significante contribuição dos folhelhos cenomaniano-turonianos. As rochas- reservatório são predominantemente arenitos turbidíticos, a deformação/trapeamento é do tipo compressional (relacionado a sistemas gravitacionais interligados de deslizamento-encurtamento) ou associado à tectônica salina e a subsidência necessária para a maturação e migração do petróleo é originada pela sobrecarga dos espessos pacotes deltaicos sobre as rochas geradoras subjacentes.
No caso particular da Bacia de Campos, o mesmo sistema petrolífero atuante nas águas rasas atua igualmente em águas profundas, ou seja, as rochas geradoras são folhelhos lacustrinos do Cretáceo Inferior e as rochas reservatório são turbiditos de idades diversas, variando do Albiano até o Mioceno (Figura 2.1). A maturação necessária para a geração do petróleo parece estar ligada à progradação terciária do delta do rio Paraíba do Sul.
Figura 2.2 – Distribuição dos sistemas petrolíferos de águas profundas e ultraprofundas no mundo. O tamanho do círculo é proporcional às reservas encontradas. As áreas mais ricas são a Bacia de Campos, o Golfo do México e a África Ocidental (da Nigéria até Angola).
2.4 Recuperação de Petróleo
Da quantidade de petróleo existente nos reservatórios, apenas uma pequena fração consegue, na prática, ser retirada, o que faz com que a maior parte do óleo encontrado permaneça no interior do reservatório. Uma conjugação de fatores pode explicar esta ocorrência, como características da rocha reservatório e do petróleo, mecanismos de produção prevalecentes, arcabouço estrutural e eficiência dos métodos de recuperação secundária ou terciária empregados.
O desenvolvimento de tecnologias que permitam extrair mais petróleo residual aumenta a rentabilidade dos campos petrolíferos e estende sua vida
- Precipitação de parafina no reservatório – investigação da precipitação de parafina em reservatórios de baixa temperatura, como uma possível causa da diminuição de recuperação;
- Precipitação de asfalteno no reservatório – investigação do comportamento de asfalteno, como causa da queda de pressão no reservatório e seu efeito na recuperação de óleo;
- Reservatórios carbonático de baixa permeabilidade – plano de redesenvolvimento para campos com reservatórios carbonáticos, empregando se estimulação em poços horizontais e poços multilaterais;
A vida produtiva de um reservatório de petróleo, quando se aplicam métodos de recuperação, compõe-se de etapas que cronologicamente são chamadas de (Speight, 1999):
- Recuperação Primária;
- Recuperação Secundária;
- Recuperação Terciária.
Este método chamado de recuperação primária permite que aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja extraído. Este fator pode ser aumentado utilizando técnicas especiais chamadas de recuperação secundária e terciária.
O método de recuperação secundária consiste na perfuração de um poço, onde é injetado um fluido para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em relação à fase óleo.
Por possuir diferentes características após um tempo a produção de óleo começa a cair, iniciando-se assim a produção do próprio fluido injetado. A partir de então utiliza-se o método terciário de recuperação, onde há injeção de água
com produtos químicos, vapor, que provoca alterações nas características do petróleo, aumentando assim, o fator de recuperação do reservatório.
Dentre os métodos de recuperação, existe uma grande diversidade na maneira de se executar a injeção de um fluido. Uma etapa muito importante no projeto de injeção e de produção vão ser distribuídos no campo de petróleo. Levando em consideração as características físicas do meio poroso e dos fluidos envolvidos, o modelo escolhido deve (Thomas, 2001):
- Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um intervalo de tempo econômico e com menor volume de fluido injetado;
- Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa produtividade resultando em vazões de produção economicamente atrativas;
- 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 de um campo já desenvolvido.
Os projetos devem especificar aspectos como quantidades e distribuição dos poços de injeção e de produção e volumes de fluidos a serem injetados e produzidos (Tsay & Lopes).
Existem 3 principais tipos de injeção:
- Injeção na base;
- Injeção no topo;
- Injeção em malhas
A injeção na base se dá quando o reservatório tiver uma certa inclinação e se desejar injetar água, os poços que alcançaram a parte mais baixa do reservatório são transformados em poços de injeção. A 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.