Métodos Avançados de Recuperação

Tiago Pitchon Sampaiopitchon@poli.ufrj.br

Autora: Priscila Moczydlower(com adaptações)

2010/02Engenharia de Petróleo/ UFRJ

Quais são os Métodos Químicos?

Polímeros

Surfactantes

Ácalis

ASP

Controle de mobilidade

Redução no SOR

Redução no SOR

Controle de mobilidade eredução no SOR

Espumas Controle de mobilidade

SURFACTANTES

Eficiência de varrido

A eficiência de varrido (sweep efficiency) pode ser subdividida emeficiência de varrido vertical e areal:

IAv EEE

Ev = Eficiência de varrido(volumétrica).

EA= Eficiência de varrido areal

EI = Eficiência de varrido vertical

Eficiência de deslocamento

A eficiência de deslocamento está relacionada com a saturação deóleo residual:

oi

oroiD S

SSE

ED = Eficiência de deslocamento

Soi = Saturação de óleo inicial

Sor = Saturação de óleo residual

Pressão capilar

A pressão capilar entre dois fluidos imiscíveis pode serinterpretada como a pressão a ser exercida sobre um fluido nãomolhante para que ele penetre em um capilar (poro),deslocando um fluido molhante que inicialmente ocupava ocapilar, e pode ser calculada pela equação de Laplace para ageometria circular:

cc rp

cos2

onde pc é a pressão capilar (N/m²), a tensão interfacial entre os fluidos(N/m), rc o raio do capilar (m) e o ângulo de contato entre o fluido nãomolhante e o sólido (rad).

Pressão capilar e deslocamento

Para o caso de uma gota de óleo que teve seu deslocamentobloqueado durante um deslocamento típico por injeção de água aspressões capilares nas interfaces são dadas por:

111 /2 rppp woc 222 /2 rppp woc

r2r1

2

1águaóleo

rocha

rocha

água

Pc1Pc2

Pressão capilar e deslocamento

Considerando-se valores típicos de tensão interfacial (20 a 30 mN/m) ede dimensões de poros (9 a 40 m), a pressão diferencial necessáriapara deslocar a gota de óleo pode chegar à ordem de 10 MPa/m (450psi/ft). Como as pressões aplicadas ao reservatório são normalmentebem menores que este valor (1 a 2 psi/ft), as gotas de óleo com estadimensão ficarão retidas, diminuindo a eficiência de deslocamento dainjeção de água.

r2r1

2

1águaóleo

rocha

rocha

água

Pc1

Pc2Pw1 Pw2

Esta é uma das razões pelasquais existe Sor.

A quantidade de óleo que pode ser deslocada em um reservatórioé comumente relacionada à razão entre as forças viscosas ecapilares, um grupo adimensional conhecido como número capilar(Nc):

Eficiência de deslocamento

d

cv

capilaresforçasasvisforçasN

cos

é a velocidade do fluido deslocante (m/s), d a viscosidade dofluido deslocante (N.s/m²) e é a tensão interfacial (N/m).

Valor típico de Nc: 10-7 a 10-6

Para que ocorra um decréscimo significativo da saturação residual deóleo é necessário um aumentode pelo menos 3 ordens degrandeza no número capilar.Dificuldades de ordem prática,tais como, elevação da pressãoacima da pressão de fratura doreservatório, prejudicando aeficiência de varredura horizontale vertical ou o crescimentoexponencial das facilidades deprodução (bombas, quantidadede água tratada), impedem queisto seja obtido através doaumento da pressão. A solução éentão diminuir-se a tensãointerfacial entre a água e o óleo.

Eficiência de deslocamento

(Dabbous, 1978)

Sor x Nc

(Green & Willhite)

Tensão A/O = 30 dyn/cm Tensão S/O < 0.03 dyn/cm

Métodos Químicos: Injeção de surfactantes

Figura 10: Injeção de Polímero-Micelar

Fluidos de

Bomba

injeção

Poçoinjetor

Poço produtor

Óleo

Fluidodeslocante

(água)

Águapura p/

proteçãodo pol.

Soluçãode

polímero

Sol.micelar

liberandoóleo

Recup.de óleo

adicional

Água pura p/proteção do

polímero

O quê são surfactantes?

Surfactantes (Surface Active Agents) são substânciasque tem uma parte polar, hidrofílica, e outra apolar,

lipofílica e, por esta razão situam-se preferencialmente nainterface entre fases, quando em baixas concentrações,

alterando a tensão interfacial.

Parte lipofílica Parte hidrofílica

Exemplos de surfactantes

Dodecil sulfonato de sódio

Outros sulfonatos

(Lake)

Classificação de surfactantes

(Akstinat, 1981)

•Aniônicos são os mais usados:• boas propriedades surfactantes• estáveis• baixa adsorção

• Não iônicos em geral são usados como co-surfactantes

Sulfonatos

• Os sulfonatos são os surfactantes mais comuns em EOR.• São aniônicos.• São derivados do petróleo.• São relativamente baratos, comparados com outros tiposde surfactante.

Balanço hidrofílico-lipofílico: HLB

• Conceito estabelecido em 1949 por Griffin.• Em 1957 Davies criou critério para cálculo aproximado.• Em 1980 Lin propôs correlação mais precisa:

Rn é um grupo alquil com “n” grupos metil ou metileno.

Surfactantes e a tensão interfacial

A tensão interfacial diminui com o aumento da concentração de surfactanteaté um ponto no qual a interface está saturada e o surfactante permanece noseio das fases. A concentração de surfactante correspondente à saturação dainterface é chamada de Concentração Micelar Crítica, ou CMC.

CMC

Comportamento micelar

óleo

águaágua

óleo

molécula desurfactante:

micelas

cadeialipofílica

grupo polarhidrofílico

Abaixo da CMC: Acima da CMC:

Micelas e microemulsão

A partir do momento em que se formam micelas, pode se dar a formaçãode emulsão, ou seja, uma fase fica dispersa na outra. Caso o surfactanteseja mais hidrofílico, ele tende a formar uma emulsão de óleo em água.Caso seja mais lipofílico, tende a formar um emulsão de água em óleo. Aprimeira ajuda na recuperação, a segunda prejudica, pois tem altaviscosidade.

HLB e estabilidade da emulsão

(Cadernos FIRP)

Comportamento de fases de sistemascom surfactantes

Critério de Winsor

Em 1954, Winsor criou um parâmetro R que relaciona asenergias por unidade de área interfacial entre osurfactante e a água e o surfactante e o óleo:

AcwAcoR

Aco = energia de interação entre o S e o óleoAco = energia de interação entre o S e a água

Diagrama de fases ternário

Surfactante

Água Óleoconcentraçãode surfactante

concentraçãode óleo

concentraçãode água

região de2 fases

linha deamarração

Winsor tipo I ou II(-)

1R• HLB é alto• S tende a ficar na fase aquosa• Emulsão de óleo em água• O volume da fase aquosa é maior.

A O

S

(Lake)

Winsor tipo II(+)

1R• HLB é baixo• S tende a ficar na fase oleosa• Emulsão de água em óleo• O volume de fase oleosa é maior.

A O

S

(Lake)

Winsor tipo III

1R• HLB é o ótimo para o sistema.• S tende a ficar igualmentedisperso na água e no óleo.• Uma terceira fase é formada.• A tensão entre as fases é mínima.• O volume das fases aquosa eoleosa são iguais.

A O

S

(Lake)

Efeito da salinidade

A salinidade da água é muito importante, pois influencia ahidrofilicidade do surfactante e impacta no comportamento de fases.

(Green & Willhite)

II(-) III II(+)

Efeito da salinidade

IFT mínima

Outros efeitos

• Adição de co-surfactantes

• Íons divalentes

• Tipo de óleo• mais aromático, II(+)• mais parafínico, II(-)

II(-) III II(+)

A atuação do surfactante é afetada por:

Natureza do surfactante (balanço HLB)

Salinidade e dureza da água injetada

Salinidade e dureza da água conata

Natureza do óleo

Temperatura

Efeito da salinidade

• Deve-se buscar um comportamento tipo III nas condições dereservatório, injetando-se com sistema tal que a salinidade daágua de injeção seja levemente inferior à ótima.• Ou seja, sistema III no meio do reservatório seguido de sistemaII(-) para solubilizar óleo restante.

água + S

IIIII (-)

Interação rocha/fluido e perdas

Alteração de molhabilidade

• Em rochas molháveis ao óleo, os componentes apolares dosurfactante tendem a adsorver na superfície da rocha. A partepolar ficar livre, tornando a rocha molhável à água.

• O oposto ocorre para rochas molháveis à água.

rocha

Alteração da molhabilidade

A inversão da molhabilidade em qualquer um dossentidos leva à :• mobilização do óleo residual

• alteração das permeabilidades relativas• redução da razão de mobilidade

(Dabous, 1978)

Alteração de permeabilidade relativa

Como a solução de surfactante reduz a tensão interfacial, ela altera ascurvas de permeabilidade relativa.

VAN QUY, N., LABRID, J. "A Numerical Study of Chemical Flooding - Comparison With Experiments", Soc. Pet. Eng. J., Jun. 1983, pg. 461-474

Perdas do processo

• precipitação- principalmente na presença de cátions divalentes- pode ocorrer também por degradação térmica

• adsorção- aumenta com a concentração até a CMC (p/ surfactante puro)- aumenta com o teor de argilas (troca iônica)- aumenta com o tamanho da molécula de surfactante

• partição- surfactante migra para fase óleo (sistema II(+))

Tipos de processos com surfactantes

S + P Polímero micelar

• Baixas concentrações de S(0,1 a 2,0% p/p).

• Bancos de 20 a 40% do VP.

• Solução de baixaviscosidade.

•Segue banco de 20 a 40%VP de polímero.

• Altas concentrações de S (2a 12% p/p).

• Bancos de 5 a 20% do VP.

• Solução micelar tem altaviscosidade.

• Segue banco de 20 a 40%VP de polímero.

ÁLCALIS

Métodos Químicos: Injeção de álcalis

Figura 11: Injeção de álcali.

Fluidosinjeção

Bomba

Poçoinjetor

Óleo

Poço produtor

Fluidodeslocante

(água)

Soluçãode

polímero

Águapura p/

proteçãodo pol.

Água purap/ proteção

do pol.

Recup.de óleo

adicional

A sol. deálcaliforma

surfactante in-situ

O que são álcalis?

• Ácalis são substâncias que elevam o pH da água.

• Exemplos: NaOH, Na2CO3, NH3, Na2SiO3

Na2CO3 2 Na+ + CO32-

CO32- + H2O HCO3

- + OH-

NaOH Na+ + OH-

Como atuam os álcalis?

• Aguns óleos tem elevado teor de ácidos graxos.

• O álcali reage com os ácidos gerando surfactante in situ.

• Desta forma, a injeção de álcali se assemelha à injeção desurfactante, atuando na redução da tensão interfacial e nainversão de molhabilidade da rocha.

• Como processo favorece a formação de emulsões, podehaver melhoria também da eficiência de varrido.

R- COOH + NaOH R-COONa + H2O

Reatividade do óleo

• O teor de ácidos graxos dos óleos é medido através detitulação com KOH. O volume de KOH gasto para neutralizar 1gdo óleo é chamado de índice de acidez (IA). No entanto amedida de IA pode ser mascarada por contaminações do óleo,e cuidado deve ser tomado.

A tensão interfacial também varia com o tipo de álcali usado:

Redução da tensão interfacial

Redução da tensão interfacial

(Green & Willhite)

• Existe uma concentração ótimade álcali na qual a IFT é mínima.

• Este mínimo fica em torno de0,05 a 0,5% p/p.

• A tensão mínima que se obtémcom álcalis é da ordem de 0,01dyn/cm.

• Excesso de álcali altera asalinidade da solução.

Redução da tensão interfacial

Os álcalis causam a precipitaçãode íons divalentes (Ca2+ e Mg2+ ),mesmo quando estão empesquenas concentrações.

(Jennings et al., 1974)

A água na qualo álcali serámisturado

deve ser abrandada

Troca iônica

Os álcalis interagem diretamente com a rocha através do processode troca iônica.

Rocha-H + Na+ + OH- Rocha-Na + H2O

A troca iônica :

• ocorre rapidamente e é reversível.• resulta em perda de alcalinidade.• altera o tempo de fluxo do álcali no reservatório.• é medida em mg de álcali por g de rocha.• aumenta com o teor de argilas.• é maior para determinados tipos de argilas.• deve ser quantificada em laboratório.

Troca iônica

plugueálcaliC1

álcaliC2

Delta P

VP

Início da inj. deálcali

Término da inj. deálcali

1VP 1VP

Conccurva sem

troca iônica

curva semtroca iônica

Exemplo de projeto de campo

Campo de Whitier, Califórnia, EUA:

(Lake)

ASP

O quê é ASP?

ASP = álcali + surfactante + polímero

diminuição da tensãointerfacial

melhora a eficiênciade deslocamento

correção demobilidade

melhora a eficiênciade varredura

mais óleo

Esquema de uma injeção ASP:

óleo

poçoprodutorbomba inj.

injeção

poçoinjetor

água águadoce

polímero misturaASP

bancode

óleopreflush

Funções do álcali:• Reagir com ácidos presentes no óleo e formar sabão in situ

• Minimizar a adsorção do surfactante

• Alterar a molhabilidade da rocha

• Precipitar parcialmente, diminuindo a permeabilidade decanais preferenciais, aumentando a eficiência de varrido

• Ao precipitar íons divalentes, protege o surfactante e o polímero

Problemas do álcali:

• Diminui a eficiência do polímero• Causa hidrólise do polímero, podendo levar à precipitação• Pode precipitar demasiadamente, diminuindo a injetividade• Se produzida, pode causar incrustação em linhas

Efeito de sinergia: redução na tensão interfacial

Efeito de sinergia: maior recuperação

Projetos ASP reportados na literatura:

• Surtek:- West Kiehl, Minnelusa Lower “B”, WY, EUA- Cambridge, Minnelusa Upper “B”, WY, EUA- Daqing, Saertu, China

• Intevep:- Lagomar e La Salina, Lago Maracaibo, Venezuela *

• Estatal de petróleo da China:- Gudong, Shandong- Karamay, Xinjiang

Como são os projetos de ASP?Característica West Kiehl

MinnelusaCambridgeMinnelusa

DaqingSaertu

LagoMaracaibo

GudongShandong

KaramayXinjiang

temperatura(°C) 49 56 45 90 68 23°API do óleo 24,6 20 35 35 17,4 33acidez do óleo(mgKOH/g) >0,3 >0,3 0,01 0,04 3,11 0,35 a 1,5

dureza água inj. abrandada <10 ppm abrandada 92 ppmk média (mD) 350 845 1444 58 a 1800 200 a 300 média 23% 18% 26% 26% 35%polímero Pusher

700Alcoflood

1275Alcoflood

1275PM= 18 a22 MM

Pfezer3530S

álcali Na2CO3 Na2CO3 Na2CO3 Na2CO3 Na2CO3surfactante Petrostep

B-100Petrostep

B-100Petrostep

B-100alquil arilsulfonato CY-1

conc. polímero 1050 ppm 1475 ppm 1200 ppm 1000 ppm 1000 ppmconc. álcali 0,8% 1,25% 1,25% 0,5% 1,5%conc. surfactante 0,1% 0,1% 0,3% 0,2% 0,4%tensão interf.(dyn/cm)

ordem de10-3 <10-3 < 9. 10-3 ordem de

10-3

VPs de ASP 0,25 0,3 0,32 e 0,38 0,3 0,35VPs de polím. 0,25 0,297 0,28 e 0,31 0,15 0,05

Quais foram os resultados destes projetos de ASP?

Característica West KiehlMinnelusa*

CambridgeMinnelusa*

DaqingSaertu **

LagoMaracaibo

GudongShandong

KaramayXinjiang

OOIP (MM m3) 0,238 0,774 0,138 e0,051 0,09

recuperação cominj. Água(%OOIP)

37 34,1 31,6 e 38,8 22 54 49,7

recuperação adic.(%OOIP) 17 27 20,8 e 20,2 10,0 13,4 18

redução BSW (%) 36 20 e 23 22,1 70custo por barril(US$) 3,03 2,42

* Injeção secundária de ASP

ESPUMAS

Espumas

• Espumas são dispersões de um grande volume de gás em umpequeno volume de líquido.

• A espuma é formada quando o líquido possui uma pequenaquantidade de surfactante.

• A viscosidade das espumas é maior que a dos gases, por issopodem ser utilizadas como agentes para controle demobilidade:

• bloqueando canais de alta permeabilidade• melhorando a eficiência de varrido em geral (vapor, CO2)

Propriedades das espumas: qualidade

mavolumeEspuvolumeGásqualidade

• A qualidade normalmente fica em torno de 75 a 90%.

• É função da pressão, temperatura, tipo e quantidade de óleo econcentração de surfactante.

Propriedades das espumas: tamanho de bolhas médio ou textura

• O tamanho de bolhas varia com a qualidade da espuma.• Quanto maior o tamanho das bolhas, mais instável a espuma.• Os poros da rocha podem ser menores que as bolhas.

(Green & Willhite)

Estabilidade das espumas

(Lake)

• A estabilidade é determinada pela espessura daparede da bolha.

Nesta área, aconcentração de Sdiminuiu, e a IFTaumentou,causando umgradiente quetende a restaurar acondição original.

Estabilidade das espumas

• Quando o gás é muito solúvel no líquido, pequenasbolhas tendem a se desfazer e o gás passa para asbolhas grandes, que ficam com a parede muito fina ecolapsam.

• Drenagem gravitacional do líquido também causaafinamento das paredes da bolha e colapso.

O processo de formação de espuma

Solução aquosacontendo surfactante

Gás injetado formaespuma

Planejamentode um projetoS, A ou ASP

Como é feito um projeto de EOR?

Determinação do alvo e da técnica a ser utilizada

Ensaios de laboratório

Estudos de simulação numérica

Avaliação econômica

Piloto de campo

Avaliação do piloto

Expansão

Critérios de seleção para processo S+P ou polímero/micelar

Parâmetro Limite

Temperatura < 90ºCSalinidade da água < 50.000 ppmDureza < 1.000 ppmPermeabilidade > 100 mDAquífero pequeno ou inexistenteFraturas poucas ou ausênciaTipo de rocha arenitoTeor de argilas < 5%Razão de mobilidade > 1Viscosidade do óleo < 100 cPBSW < 90%Saturação de óleo móvel > 30%

Critérios de seleção para processo ASP ou álcali

Parâmetro Limite

Temperatura < 70ºCSalinidade da água < 50.000 ppmDureza da água injetada < 10 ppmÍndice de acidez do óleo > 0,1 mg KOH/gPermeabilidade > 100 mDAquífero pequeno ou inexistenteFraturas poucas ou ausênciaTipo de rocha arenitoTeor de argilas < 5%Razão de mobilidade > 1Viscosidade do óleo < 100 cPBSW < 90%Saturação de óleo móvel > 30%

Ensaios de laboratório para S+P e polímero micelar

Caracterização química (HLB, PM) Info. fabricanteComportamento da IFT Tensiômetro tipo spinning dropComportamento de fases Tubos de ensaioAdsorção rocha desagregada Adsorção estáticaAdsorção plugue Desloc. meio porosoAlteração da molhabilidade Desloc. meio porosoDegradação química EstabilidadeDegradação microbiológica Estabilidade

Parâmetro Ensaio

Ensaios de laboratório para álcali

Caracterização química (pureza) Info. fabricanteComportamento da IFT Tensiômetro tipo spinning dropComportamento de fases Tubos de ensaioAdsorção (troca iônica) plugue Desloc. meio porosoAlteração da molhabilidade Desloc. meio poros

Parâmetro Ensaio

Ensaios de laboratório para ASP

Caracterização química (HLB, PM) Info. fabricanteComportamento da IFT Tensiômetro tipo spinning dropComportamento de fases Tubos de ensaioAdsorção rocha desagregada Adsorção estáticaAdsorção plugue Desloc. meio porosoAlteração da molhabilidade Desloc. meio porosoDegradação mecânica do polímero Desloc. meio poroso, reologiaDegradação química EstabilidadeDegradação microbiológica EstabilidadeAlteração da viscosidade com A e S ReologiaAlteração do GH do polímero com A Reologia

Parâmetro Ensaio

Simulação numérica da injeção de S e/ou A:

STARS

Modelo de fluido:

** ============== FLUID DEFINITIONS ======================*MODEL 5 5 5 4 ** four aqueous and one oleic components*COMPNAME 'WATER' 'POLYMER' 'NAOH' 'SURFACTA' 'DEAD OIL'** ---------- -------- -------- --------------- --------------*CMM 0.018 10e3 0.04 0.450 0.456*MASSDEN 1000.0 1500.0 2130.0 1050.0 850.0*PCRIT 136 136 136 136 136*TCRIT 300 300 300 300 300*AVISC 0.826 20 0.826 0.826 18.3*PRSR 1.013 *TEMR 15.56 *PSURF 1.013 *TSURF 15.56

Simulação numérica da injeção de S e/ou A:

STARS

Outras propriedades:

• IFT x conc. S x conc. S• viscosidade x conc. P• Curvas de Krel para diferentes Nc• parâmetros de adsorção de cada componente

Análise econômica dos métodos químicos: SPE 113126

•petróleo – 50 USD/ bbl•surfactante – 1,85 USD/lb (4,08 USD/kg)•co-surfactante – 0,70 USD/lb (1,54 USD/kg)•soda cáustica – 0,46 USD/lb (1,01 USD/kg)•carbonato de sódio – 0,11 USD/lb (0,24 USD/kg)•polímero – 1,20 USD/lb (2,65 USD/kg)

• Wyat et al. analisaram a economicidade dos processosSP, polímero micelar, AP e ASP

• Os custos adotados foram:

• Foram considerados custos de:• compra dos produtos• abrandamento da água (quando necessário)

Análise econômica dos métodos químicos: SPE 113126

Análise econômica dos métodos químicos: SPE 113126

Custos por (barril de produto injetado * volume poroso)

Análise econômica dos métodos químicos: SPE 113126

EOR mínima para justificar o processo

Consideraçõessobre métodosquímicos

Desafios para implantação de métodos químicos

Estabilidade e eficiência dos produtos com• água de injeção• água conata• temperatura do reservatório• aditivos da água

Problemas na separação do óleo produzido

Adsorção com a rocha

Tempo de resposta dos projetos

Custo dos produtos

Pesquisas em métodos químicos

Parcerias com empresas fabricantes buscandoprodutos:

adequados a altas salinidades

adequado a altas temperaturas

com boa estabilidade

mais baratos

TRABALHO

TRABALHO

Entrega para dia 02/outubro

Pesquisar no SPE e-library um artigo sobre aplicação de campode método químico e fazer um resumo contendo descrição de:

- nome do campo e localização- empresa operadora- zona do projeto- propriedades do reservatório (tipo de rocha, K, , espessura,profundidade, características geológicas, T, Poriginal, Patual,presença de aquífero, capa de gás, fratura)- propriedades do fluido (ºAPI e do óleo, salinidade e durezada água conata, salinidade e dureza da água injetada)- histórico do campo (descoberta, início da produção, produçãoprimária/secundária, FR em cada estágio, FR atual, Qo atual,BSW atual)

TRABALHO- descrição do processo de EOR:

- tipo (P, SP, AP, ASP, espuma, outro)- escala (piloto, campo)- ensaios de laboratório realizados- estudos de simulação numérica realizados- características favoráveis do campo- nº injetores e produtores envolvidos- vazões de injeção- concentraçào dos produtos injetados- valores de viscosidade e/ou tensão interfacial desejados- tempo do projeto- volume do banco injetado (VP)- problemas operacionais enfrentados e soluções encontradas- óleo adicional produzido- análise econômica

Ao final do trabalho, incluir análise crítica:- Os resultados foram bons?- Se fosse seu campo como você teria feito?- Como os resultados do projeto poderiam ser melhorados?- Existe algo mais que poderia ser feito no campo?