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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO
O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
NITERÓI, RJ
2016
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO
O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia
de Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do grau de Bacharel
em Engenharia de Petróleo.
Orientadores:
Prof. D.Sc. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
B.Sc. Nonato José Rei da Costa Junior
Niterói, RJ
2016
REBECCA DRAEGER DE OLIVEIRA
PROGNÓSTICO DE PRODUÇÃO EM CAMPOS DE ÓLEO PESADO UTILIZANDO
O MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE INJEÇÃO DE VAPOR NA BACIA DO
ESPÍRITO SANTO
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia
de Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do grau de Bacharel
em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em: ______/______/_______
Banca Examinadora
____________________________________________ Prof. D.Sc. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________ B.Sc. Nonato José Rei da Costa Junior
Agência Nacional do Petróleo (ANP)
____________________________________________ Profª. D.Sc. Juliana Baioco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
AGRADECIMENTOS
Agradeço a toda minha família pelo apoio, em especial a minha mãe Magda e minha
dinda Virginia, pelo carinho e compreensão.
Ao meu pai Ricardo e meus irmãos Biancha e Phillipe. Mesmo me perturbando
muito, eu amo vocês, não tenham dúvidas disso!
Ao Augustinho por me incentivar, aturar e ajudar a não desistir nos momentos
difíceis.
Aos amigos Mari, Jeje, Pri, Ju, Caio e Bob pelo companheirismo.
Ao meu co-orientador, Nonato, por sua paciência, por estar sempre disposto a
ajudar e pela amizade.
Ao meu orientador, Prof. Carrasco, por seus ensinamentos e boa vontade.
Gratidão a todos que de certa forma contribuíram para conclusão deste trabalho!
"Don’t gain the world and lose your soul,
wisdom is better than silver and gold.”
Bob Marley
RESUMO
Atualmente, uma parcela considerável das reservas de hidrocarbonetos no mundo é de óleo pesado. Nesses casos, a utilização de métodos térmicos de recuperação é a mais recomendada, principalmente quando o emprego de métodos convencionais resulta na baixa e/ou falta economicidade da sua produção. O calor tende a diminuir a viscosidade do óleo, aumentando, consequentemente, sua mobilidade no reservatório e facilitando a sua explotação. Uma das principais alternativas para o aumento do fator de recuperação em áreas onde predominam óleos com baixo ºAPI é a injeção de vapor. Essa, por sua vez, pode ser realizada de forma cíclica ou contínua, sendo a escolha, por um das duas, determinada por uma série de fatores, os quais vão desde as características do reservatório até a economicidade do projeto. Assim, o presente trabalho teve como objetivo apresentar as principais diferenças entre as metodologias de injeção de vapor e, a partir do histórico de produção e injeção obtido no website da ANP, demonstrar o impacto positivo da sua utilização na produção de óleo em alguns campos da Bacia do Espírito Santo.
Palavras-chave: Bacia do Espírito Santo. Óleo pesado. Injeção de vapor. Métodos térmicos de recuperação.
ABSTRACT
Currently, a considerable portion of hydrocarbon reserves in the world is heavy oil. In such cases, the use of thermal recovery methods are the most recommended, especially when the use of conventional methods results in low and / or lack of economic viability of production. The heat tends to decrease oil viscosity, increasing thus its mobility in the reservoir and facilitates its exploitation. One of the main alternatives to increase the recovery factor in areas where exists low ºAPI oil is steam injection. This method can be use cyclically or continuously, and this selection is determined by a number of factors, that goes from the characteristics of the reservoir to the economic viability of the project. Thus, this study aimed to present the main differences between both of the steam injection methods and, from the historical production and injection obtained from the ANP website, demonstrate the positive impact of their use in oil production in some fields of Espírito Santo Basin.
Keywords: Espírito Santo Basin. Heavy oil. Steam injection. Thermal recovery methods.
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO ................................................................................... 9
1.1 Apresentação ..................................................................................................... 9
1.2 Objetivos e Motivação ...................................................................................... 10
1.3 Metodologia .................................................................................................... 10
CAPÍTULO 2 – A BACIA DO ESPÍRITO SANTO ..................................................... 12
2.1 Aspectos gerais ................................................................................................ 12
2.2 Arcabouço Estratigráfico .................................................................................. 13
2.3 Sistema petrolífero ........................................................................................... 14
2.4 Classificação dos óleos conforme sua densidade ............................................ 15
2.5 Características dos óleos da Bacia do Espírito Santo ..................................... 17
CAPÍTULO 3 – MÉTODO DE RECUPERAÇÃO TÉRMICA POR INJEÇÃO DE
VAPOR ..................................................................................................................... 18
3.1 Métodos de Recuperação ................................................................................ 18
3.1.1 Injeção de Vapor ........................................................................................... 21
3.1.1.1 Injeção Cíclica de Vapor ............................................................................ 23
3.1.1.2 Injeção Contínua de Vapor ........................................................................ 26
CAPÍTULO 4 – DECLÍNIO DA PRODUÇÃO ............................................................ 30
4.1 Declinação Exponencial ................................................................................... 31
CAPÍTULO 5 – APLICAÇÃO DO MÉTODO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM CAMPOS
DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO COM ESTUDO DE CASO DE DECLÍNIO DA
PRODUÇÃO ............................................................................................................. 35
5.1 Estudo de Caso de Declínio da Produção......................................................... 35
5.2 Campo de Córrego Cedro Norte ....................................................................... 37
5.3 Campo de Cancã .............................................................................................. 39
5.4 Campo de Inhambu ........................................................................................... 42
5.5 Campo de Fazenda Alegre ................................................................................ 44
5.6 Campo de Jacutinga ......................................................................................... 47
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÃO .................................................................................. 50
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 52
9
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
1.1 Apresentação
Apesar dos enormes avanços na busca por energias renováveis, o petróleo
ainda é, e continuará sendo por um bom tempo, a principal fonte de energia mundial.
Não há como pensar na sobrevivência da vida humana sem essa matéria-prima,
sendo ela fundamental para a geração de diversos combustíveis, tais como gasolina,
diesel e querosene de aviação, além de servir de matéria-prima para vários ramos
da indústria, como, por exemplo, a petroquímica.
Segundo o relatório estatístico da BP de 2016, o petróleo é a fonte de energia
que tem a maior participação no mercado mundial - market share - desde 1999,
enquanto que as energias renováveis representaram apenas 2,8% do consumo
global de energia primária no ano de 2015 (Figura 1.1).
Figura 1.1: Evolução do Consumo Energético Mundial: 1990 – 2015 (Fonte: BP, 2016)
Assim, até que este recurso energético seja suplantado por outros mais
econômicos e eficientes, novas tecnologias continuarão sendo desenvolvidas com o
objetivo de aumentar a recuperação das reservas mundiais de hidrocarbonetos.
Uma vez que a demanda por petróleo vem aumentando nos últimos anos e
com a projeção de declínio das reservas, tais tecnologias serão, cada vez mais,
direcionadas a recuperação de óleos de menor qualidade (óleos pesados), os quais
10
há não muito tempo atrás eram, muitas vezes, relegados a projetos secundários por
serem de baixo retorno financeiro.
A injeção de vapor, objeto do presente trabalho, tem se mostrado um método
de recuperação melhorada extremamente eficiente para óleo pesado, viabilizando,
inclusive, diversos projetos de produção na Bacia do Espírito, onde predomina esse
tipo de hidrocarboneto.
1.2 Objetivos e Motivação
O presente trabalho tem como objetivo apresentar as principais
características da injeção de vapor como método de recuperação especial.
Posteriormente, a partir dos dados de produção e injeção obtidos no website da
Agência Nacional do Petróleo (ANP), construir um prognóstico de produção e, com
base na mesma, quantificar o impacto desse método na produção de óleo pesado
na Bacia do Espírito Santo.
Segundo estudo apresentado no World Heavy Oil Conference de 2006, o
Brasil possui aproximadamente sete bilhões de barris de óleo pesado de reservas
provadas e prováveis e dois bilhões de barris de óleos ultrapesados de reservas
provadas.
O óleo brasileiro possui um grau API médio de 25,8, sendo que 28,2% da
produção nacional é de óleo leve, 44,1% óleo médio e apenas 27,7% óleo pesado
(dados de julho de 2016 / Fonte: ANP).
Tal percentual evidencia que a explotação desse óleo de maior densidade em
território nacional ainda é incipiente, de forma que torna-se urgente estudar com
maior profundidade novas tecnologias que permitam uma recuperação mais eficiente
desse recurso.
1.3 Metodologia
Com base em estudos bibliográficos foram, primeiramente, apresentadas as
principais características do método de recuperação especial por meio da injeção de
vapor.
11
Posteriormente, utilizando o software Excel, foi montada uma série histórica
com os dados de produção e de injeção de vapor de alguns campos da Bacia do
Espírito Santo, obtidos no website da ANP. Com base nos gráficos criados,
quantificou-se o impacto desse método na produção de hidrocarbonetos da
supracitada bacia.
Por fim, foi realizado um estudo de prognóstico com base na declinação das
curvas de produção desses campos, onde foi estimado o volume de óleo que ainda
pode ser produzido em cada um deles até o limite econômico ou o término dos
respectivos contratos.
12
CAPÍTULO 2 – A BACIA DO ESPÍRITO SANTO
Neste capítulo são abordados os aspectos gerais da Bacia de Espírito Santo,
tais como as características geológicas e tipo de fluido presente em suas diversas
rochas reservatório.
2.1 Aspectos gerais
A Bacia do Espírito Santo possui uma área total de 129.429 km², sendo
12.417,8 km² em terra e 117.012,3 km² em mar. Geologicamente, é limitada a leste
pelo Complexo Vulcânico de Abrolhos, ao sul pelo Alto de Vitória e a oeste pelo
embasamento cristalino. Ao norte, contudo, o limite com a Bacia de Mucuri é apenas
geográfico (Vieira et al. 1994).
Assim como as bacias de Santos e Campos, a Bacia do Espírito Santo é
caracterizada como sendo de Margem Passiva ou do tipo Atlântica e sua origem
está intimamente ligada à fragmentação do Supercontinente Pangea e à abertura do
Oceano Atlântico Sul, ocorrida a partir do Jurássico.
Segundo Vieira et al. (1992), a história da bacia pode ser dividida em três
estágios, o primeiro denominado de Estágio Rift ou Continental, caracterizado pela
ruptura da crosta continental; o segundo chamado de Estágio Transicional, com um
amplo processo erosivo que antecedeu a deposição dos sedimentos de idade
Neoaptiana e propiciou a deposição dos sedimentos basais da Formação Mariricu,
enquanto que as plataformas de embasamento raso passaram a receber
sedimentação clástica/evaporítica; e finalmente, Estágio Marinho, caracterizado por
um grande ciclo de deposição que se iniciou no Albiano e continua até o recente.
Segundo o website da PETROBRAS, o início da produção da bacia ocorreu
no final dos anos 60 e a partir dos anos 90 foram registradas significantes
descobertas na área, as quais resultaram nos campos de Fazenda Alegre, Inhambu,
Cancã e Jacutinga, dentre outros.
A primeira produção de óleo em águas rasas iniciou-se em 1978, no Campo
de Cação, enquanto que a primeira descoberta em águas profundas ocorreu em
2002, no Campo de Golfinho, onde foram verificadas acumulações de óleo leve e
gás associado.
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A bacia tem a diversidade de tipos de fluidos em seus reservatórios como
característica predominante. Seus campos terrestres (onshore) apresentam desde
acumulações de gás natural até de óleos extrapesados. Já os campos da porção
marítima (offshore) possuem grande potencial para óleo leve e gás natural, sendo
seus maiores representantes as concessões de Camarupim, Canapu e Peroá, cuja
produção de gás é bastante considerável para o fornecimento ao mercado nacional.
2.2 Arcabouço Estratigráfico
Segundo Vieira et al. (1994), a coluna estratigráfica da Bacia do Espírito
Santo é dividida entre rochas ígneas e sedimentares, as quais se agrupam nas
unidades litoestratigráficas.
Como representantes do primeiro grupo foram definidas as formações
Cabiúnas, constituída por basaltos toleíticos, e Abrolhos, composta por um complexo
de basaltos que, no conjunto, compõem uma suíte de tendência alcalina a
subalcalina.
Quanto às rochas sedimentares verifica-se, primeiramente, o Grupo Nativo,
que se configura em um pacote sedimentar situado entre o embasamento e os
folhelhos Urucutuca. Este pacote é representado por clásticos grossos, folhelhos e
bancos de calcário não marinho. O topo da unidade é caracterizado por uma
sequência de sedimentos evaporíticos.
Este engloba a Formação Cricaré, constituída por arenitos médio a
conglomerático e conglomerado arcoseano, intercalados por folhelhos calcíferos,
siltitos, coquinas, calcilutitos e dolomitos, e a Formação Mariricu, representada por
um pacote de rochas compreendido entre o embasamento e o topo dos evaporitos,
cujo membro Mucuri é composto por arcóseos, conglomerados arcoseanos e líticos,
folhelhos e siltitos.
O Grupo Barra Nova designa as rochas situadas entre os evaporitos do
Membro Itaúnas e os folhelhos da Formação Urucutuca e compreende a Formação
São Mateus, caracterizada pela presença de espessos pacotes de arcóseos, e a
Formação Regência, composta por camadas carbonáticas que ocorrem abaixo dos
folhelhos da Formação Urucutuca.
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O Grupo Espírito Santo é representado por duas formações interdigitadas,
chamadas de Rio Doce, essencialmente arenosa, e Caravelas, carbonática, e pela
formação Urucutuca que, por sua vez, é caracterizada por folhelhos com
intercalações de conglomerado, calcário e arenito.
Por fim, o Grupo Barreiras, de idade Pliocênica, é composto por
conglomerados polimíticos, arcóseos e, secundariamente argilitos e folhelhos
(França & Tokutake, 2004). Este ocupa uma área expressiva ao longo de toda faixa
costeira e engloba, basicamente, a Formação Barreiras, a qual é representada pelos
tabuleiros formados por sedimentos inconsolidados ou pouco consolidado que
ocorre na faixa costeira atlântica (Figura 2.1).
Figura 2.1: Diagrama estratigráfico da Bacia do Espírito Santo (Fonte: França et al., 2007)
2.3 Sistema petrolífero
De acordo com dados da ANP (2007) o sistema petrolífero da Bacia do
Espírito Santo é composto por:
- Rochas geradoras: Cretáceo/Neogeno (Formação Urucutuca);
Barremiano/Aptiano (Formação Cricaré/Membro Sernambi); Aptiano (Formação
Mariricu/Membro Mucuri); Albiano (Formação Regência).
15
- Rochas reservatórios: Cretáceo/Neogeno (turbiditos – Formação Urucutuca);
Albiano (Formações São Mateus e Regência); Aptiano (Formação Mariricu/Membro
Mucuri); Neocomiano/Barremiano (Formação Cricaré/Membro Jaguaré).
- Selos: Folhelhos do Cretáceo/Neogeno (Formação Urucutuca); Calcilutitos e
margas do Albiano (Formação Regência); Aptiano (anidritas do Membro Itaúnas e
folhelhos do Membro Mucuri).
2.4 Classificação dos óleos conforme sua densidade
O petróleo é, basicamente, uma mistura de hidrocarbonetos (hidrogênio e
carbono), podendo conter também porcentagens de impurezas, tais como oxigênio,
enxofre, nitrogênio e metais. A sua geração é extremamente lenta, sendo
considerado um recurso não renovável, e ocorre a partir de transformações físico-
químicas que a matéria orgânica sofre sob a influência de altas pressões e
temperaturas ao longo das eras geológicas.
Os hidrocarbonetos são quimicamente agrupados em uma grande variedade
de séries. As que são mais regularmente encontradas são as olefinas, as parafinas e
os hidrocarbonetos aromáticos. Todos os tipos de petróleo compreendem, de fato,
os mesmos hidrocarbonetos, porém em diferentes quantidades. Em uma mesma
série podem ser encontrados tanto compostos muito leves e simples, como também
compostos bastante pesados e complexos. Tais características físicas e químicas do
petróleo influenciam diretamente no seu destino e no seu preço.
Como sua composição é formada, predominantemente, por hidrocarbonetos,
o petróleo normalmente é classificado de acordo com a proporção dos componentes
contidos na mistura. Dessa forma, o petróleo cru pode ser classificado como leve,
médio, pesado ou extrapesado, sendo estes termos referes à densidade do mesmo.
Os alcanos (parafinas) são os principais constituintes do petróleo leve,
encontrando-se nas frações de menor densidade. Os óleos médios, por sua vez,
além de alcanos, contém uma porcentagem de aproximadamente 30% de
hidrocarbonetos aromáticos. Por fim, os óleos pesados são compostos basicamente
de hidrocarbonetos aromáticos.
Portanto, petróleos menos densos, são constituídos, em sua maioria, por um
conjunto de hidrocarbonetos de cadeias pouco extensas, com grande presença de
16
butanos ou pentanos. Enquanto que um óleo pesado, mais denso, tem grande
probabilidade de apresentar hidrocarbonetos de cadeias longas e complexas em sua
composição.
A densidade relativa do óleo é inversamente proporcional à escala API, criada
pelo American Petroleum Institute, sendo esta última calculada pela seguinte
equação:
(Eq. 2.1)
Dessa forma, quanto maior for o °API do óleo menor será a sua densidade, ou
seja, mais leve ele será (Fonte: ROSA et al., 2011).
Um óleo leve, quando livre de contaminantes significativos, apresenta uma
melhor qualidade do que um pesado e, por isso, o seu valor agregado tende a ser
maior, sendo utilizado na geração de produtos mais nobres, tais como gasolina,
diesel e nafta, enquanto que os óleos pesados tem como destino a fabricação de
lubrificantes e óleo combustível.
A Tabela 2.1 mostra a classificação do óleo de acordo com a densidade e seu
°API, conforme a Portaria ANP n° 9/2000.
Tabela 2.1: Classificação do óleo de acordo com a densidade e seu °API
No Brasil, os campos de petróleo apresentam, predominantemente, óleos
médios e pesados. Segundo o Boletim Mensal de Produção e Gás Natural (BMP) da
ANP, no mês de julho de 2016 a produção de óleo teve grau API médio de 25,8,
sendo 28,2% da produção considerada óleo leve, 44,1% óleo médio e 27,7% óleo
pesado.
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Cumpre ressaltar que óleos pesados apresentam, geralmente, viscosidades
mais elevadas, sendo, consequentemente, mais difíceis de serem extraídos e
dependem, muitas vezes, da utilização de métodos de recuperação especiais para a
viabilização da sua produção.
2.5 Características dos óleos da Bacia do Espírito Santo
Segundo Trindade (1987), estudos geoquímicos permitiram a classificação
dos óleos da Bacia do Espírito Santo em três tipos distintos:
- Tipo “A”: óleo leve, muito maturo, encontrado preferencialmente nos
reservatórios turbidíticos cretácicos-terciários dos Paleocanyons de Regência e
Fazendo Cedro e nos reservatórios albianos da Plataforma de Regência, gerado
pelos folhelhos Jiquiá, de modo geral não biodegradado;
- Tipo “B”: óleo menos evoluído que o anterior, comumente submetido a
avançado estágio de biodegradação, cuja ocorrência é restrita aos reservatórios
aptianos da Plataforma de São Mateus, gerado por folhelhos Jiquiá e Alagoas;
- Tipo “C”: óleo misto, gerado a partir de matéria orgânica depositada em
ambiente de água salgada, com influência da matéria orgânica de origem continental
de água doce. Restrito, também, aos reservatórios aptianos, gerado por folhelhos
Jiquiá e pré-Jiquiá.
Os supracitados estudos também indicaram que os óleos “A” e “B” foram
submetidos a níveis variáveis de alteração, sendo a biodegradação o processo
dominante, seguido, em menor escala, pelo processo de water washing
(solubilização em água).
Em amostras de óleo alterado da bacia foi observada a perda das parafinas
mais leves e um decréscimo geral das parafinas normais em relação às isoparafinas.
O óleo torna-se mais pesado, havendo enriquecimento relativo em resinas e
asfaltenos, no teor de enxofre e nos teores de níquel e vanádio.
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CAPÍTULO 3 – MÉTODO DE RECUPERAÇÃO TÉRMICA POR INJEÇÃO DE
VAPOR
3.1 Métodos de Recuperação
Reservatórios com baixa eficiência necessitam de processos que
proporcionam um auxílio extra para recuperar uma maior percentagem de fluido
contido nas rochas. Tais processos são conhecidos como Métodos de Recuperação
e tem como objetivo principal melhorar as características do reservatório e/ou dos
fluidos contidos no mesmo, de forma a aumentar a sua produtividade.
Com a utilização dos métodos de recuperação é possível adquirir uma
produção maior do que aquela que se adquiriria usando apenas a energia natural do
reservatório.
A execução de um método de recuperação é, geralmente, muito mais
eficiente do que uma usual intervenção em poço, uma vez que área de atuação no
reservatório é bem mais extensa, independentemente do método aplicado.
Na história da indústria do petróleo, as primeiras tentativas de utilizar um
método de recuperação consistiram na injeção de fluidos, normalmente água ou gás
natural, para deslocar outros fluidos, baseada na teoria inicial de que baixas
recuperações eram causadas devido às baixas pressões nos reservatórios. Porém,
muitas vezes a questão mais crítica do fluxo de fluidos nos meios porosos não era,
necessariamente, a baixa pressão.
Dessa forma, nem sempre se tinha êxito ao realizar uma injeção de um fluido,
fornecendo pressão ao reservatório, com a finalidade de deslocar o óleo residente
nos poros da rocha e ocupar o espaço deixado por este. Os fracassos nesse método
foram o estopim para o surgimento dos diversos métodos conhecido atualmente.
Segundo Thomas (2004), esses processos podem ser classificados como
métodos convencionais e métodos especiais de recuperação.
Os métodos convencionais consistem na introdução de fluidos no reservatório
(água e/ou gás) com o objetivo principal amenizar a queda de sua pressão original e
estimular o fluxo do óleo no meio poroso.
Para iniciar a injeção de fluidos em um reservatório não é obrigatório aguardar
que produção atinja o declínio total. O mais recomendado, inclusive, é que a injeção
19
se inicie antes mesmo que ocorra uma queda acentuada da pressão do reservatório.
Isto significa que esse método de recuperação pode coexistir com as condições para
recuperação primária, ou seja, quando ainda há produção por meio da atuação da
energia natural do reservatório.
Ao utilizar este processo, busca-se um comportamento puramente mecânico,
não havendo miscibilidade entre os fluidos injetados e o óleo e nem mudanças nas
propriedades do reservatório.
Os métodos especiais são divididos em três categorias: métodos térmicos,
métodos miscíveis e métodos químicos, de acordo com a natureza do processo a
ser escolhido.
Estes métodos são utilizados quando um processo convencional não é
efetivo, o que normalmente ocorre em reservatórios com óleos de alta viscosidade e
elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o petróleo.
Quando o fluido deslocante é muito menos viscoso do que o fluido que
precisa ser deslocado, o primeiro se move com mais facilidade no meio poroso e se
direciona rapidamente para os poços produtores.
Nessa situação o óleo continua retido nos poros da rocha, já que o fluido
injetado não se propaga adequadamente no reservatório. Por outro lado, quando
existem grandes tensões interfaciais, o fluido injetado não desloca o óleo de forma
eficiente, deixando um volume considerável para trás.
Os métodos térmicos foram então desenvolvidos depois de ser constatado
que o aquecimento do óleo tende a reduzir consideravelmente sua viscosidade e,
consequentemente, aumentar a sua mobilidade no reservatório e,
consequentemente, sua recuperação.
Existem dois tipos de métodos térmicos, os quais foram divididos em função
da forma como é transferido o calor ao fluido que se encontra no reservatório.
O primeiro é chamado de Injeção de Fluidos Aquecidos, que pode ser feito
por dois processos: a Injeção de Água Quente ou a Injeção de Vapor. Em ambos os
casos a água é aquecida na superfície e em seguida transportada para o interior do
reservatório por meio de poços. O outro é chamado Combustão in situ, onde o calor
é gerado dentro do próprio reservatório por meio da combustão de uma parcela do
óleo ali existente.
20
Nos casos de altas tensões interfaciais ocasionando baixa eficiência de
deslocamento, é indicada a utilização dos métodos miscíveis, uma vez que eles
reduzem significativamente ou, até mesmo, eliminam essas tensões. Os fluidos
aplicados para o deslocamento miscível são, preferivelmente, o nitrogênio, o dióxido
de carbono e o gás natural. O objetivo é conseguir deslocar totalmente o óleo para
fora da área que está aprisionado quando este e o fluido injetado se misturarem.
Os métodos químicos são aqueles em que há total interação química entre o
fluido injetado e o fluido da formação. Os mais utilizados são a injeção de solução de
polímeros, a injeção de solução de microemulsão, a injeção de solução de
tensoativos, a injeção de solução alcalina, dentre outros.
Cada processo possui uma atuação diferente, mas todos tem a mesma
finalidade: aumentar a produção de óleo. Em certas circunstâncias, algumas dessas
técnicas podem ser enquadradas nos métodos miscíveis.
Os principais métodos de recuperação para óleos pesados utilizados pela
indústria do petróleo são os térmicos. Estes métodos têm, como principal função,
reduzir, por meio do aumento da temperatura média do reservatório, a viscosidade
dos fluidos e, como resultado, aumentar a mobilidade do óleo no meio poroso.
Por meio de estimativas foi calculado que os processos de recuperação
convencionais conseguem atingir um fator de recuperação (FR) médio de,
aproximadamente, 30% do óleo já descoberto, ou seja, do volume original in place
(VOIP). Dessa maneira, a meta dos métodos especiais de recuperação é alcançar a
fração que corresponde aos outros 70% do VOIP (THOMAS, 2004).
Realizar uma recuperação eficaz e econômica do óleo pesado de uma
formação é um enorme desafio técnico. A quantidade de óleo in place com baixo
grau API geralmente é bastante significativa e, não raramente, representa uma
maior parcela das reservas do que o óleo de menor densidade.
O petróleo pesado costuma compreender maiores proporções de resíduos
não destiláveis quando comparado ao petróleo convencional. Tais resíduos contêm
grandes frações de asfaltenos, tornando-os particularmente mais viscosos. Essa
viscosidade natural é o que torna tão complicada uma recuperação eficiente, além
de representar mais uma dificuldade no processo de transformá-lo em produtos
refinados.
21
3.1.1 Injeção de Vapor
Quando o método térmico escolhido envolve a adição de calor ao fluido a ser
injetado ainda na superfície, os seguintes processos podem ser empregados:
injeção de água quente, injeção cíclica de vapor ou injeção contínua de vapor.
Uma vez que o vapor possui maior quantidade de calor por unidade, este
apresenta vantagens se comparado à água quente. Ademais, a água costuma ter
maior viscosidade do que o vapor e, sendo assim, este último acaba proporcionando
uma vazão de injeção maior para um mesmo diferencial de pressão.
Queiroz (2006) lista alguns dos benefícios do uso da água em forma de vapor
no lugar da água simplesmente aquecida:
1) comparado com a água quente, um fluxo similar de massa de vapor resulta
numa maior velocidade de fluido e diferencial de pressão sobressalente devido à
viscosidade cinemática do vapor ser mais alta;
2) o vapor possui mais calor, graças ao calor latente, do que uma massa de
água equivalente na mesma temperatura;
3) efeitos de destilação, que proporcionam a evaporação de frações voláteis
do óleo e estas são arrastadas pelo vapor.
A injeção de vapor foi inicialmente aplicada em alguns locais nos EUA, tanto
em zonas saturadas como em insaturadas. Com isso foi observado que essa técnica
é geralmente mais eficiente em meios porosos, tal como ocorre nos arenitos em
geral, do que em meios de baixa permeabilidade (ALLAWZI et al., 2008).
No Brasil, os métodos térmicos para recuperação de óleos pesados possuem
um histórico de relativo sucesso, com o uso, em especial, da injeção de vapor.
Atualmente esse método é amplamente utilizado pela PETROBRAS nos seus
campos, principalmente naqueles localizados na Bacia do Espírito Santo e na região
Nordeste.
Diversos estudos devem anteceder a implantação de um projeto de injeção,
envolvendo principalmente o cálculo da quantidade de calor transportada pelo fluido,
assim como a estimativa da qualidade, da pressão e da temperatura do vapor na
região dos canhoneados (DIAS et al., 2014).
22
A injeção de vapor se resume, basicamente, na injeção desse fluido à alta
pressão pelo espaço anular do poço, ou através de uma coluna de injeção, até que
esse entre em contato com o reservatório produtor.
O procedimento propriamente dito começa na unidade de geração de vapor
(UGV), onde a água é convertida em vapor úmido. As linhas de distribuição
conduzem o vapor em direção aos poços injetores. Após atravessar a árvore de
natal, o vapor escoa pela coluna de injeção até adentrar na formação produtora. O
vapor então percorre no interior do reservatório e, ao passo que troca calor com o
óleo e com a formação, uma parcela do mesmo condensa e se transforma em água
quente. O petróleo, daí em diante com viscosidade reduzida, é produzido através de
poços produtores e, posteriormente, enviado para a estação de separação (Figura
3.1).
Figura 3.1: Esquema de distribuição do vapor utilizando a injeção contínua (Dias Jr. et al., 2014)
O vapor produzido na UGV tende a trocar calor com o meio que o envolve no
decorrer de todo seu trajeto, sendo essa troca de energia mais intensa nas linhas de
superfície. Esse fato costuma impactar consideravelmente na eficiência energética
do método.
Ao realizar essa injeção, o principal resultado que se deseja alcançar, como
dito anteriormente, é a grande atenuação da viscosidade dos óleos pesados.
A eficiência do varrido (relação entre o volume da zona invadida pelo fluido
injetado e o volume do reservatório) causado pela corrente de vapor tende a
aumentar devido a essa redução da viscosidade e, como consequência, o óleo se
desloca mais facilmente no reservatório. Além disso, o aumento de temperatura
23
causado pelo vapor costuma promover a expansão do óleo e também um processo
inicial de destilação de frações mais leves, favorecendo ainda mais o efeito de
arraste.
No método de injeção cíclica as etapas de injeção e produção são alternadas
em um mesmo poço, enquanto que no modo contínuo a injeção é realizada por meio
de um poço injetor, o qual é responsável por levar o vapor superaquecido até o
reservatório e empurrar os fluidos lá contidos até os poços produtores vizinhos.
Geralmente, a fase cíclica antecede a contínua, sendo essa utilizada apenas como
uma auxiliar no processo de aumentar a recuperação do óleo (LACERDA, 2000).
As tecnologias empregadas nesse método resultam, geralmente, em um
aumento considerável na recuperação. Entretanto, além dos elevados custos
envolvidos no tratamento da água produzida e na geração de vapor, problemas de
eficiência operacional e energética são constantemente verificados. Ademais, sua
aplicação implica no uso excessivo de água e energia para a geração de vapor
(LABOISSIÈRE, 2009).
A injeção de vapor é uma técnica indicada, principalmente, para formações
bem permeáveis e espessas, e que contenham óleo viscoso. Todavia, não é
aconselhado para formações muito profundas, pois a perda de calor no poço se
torna excessiva, e nem para os reservatórios com saturação de água muito alta,
uma vez que grande porção do calor fornecido seria destinado para aquecer a água,
não trazendo tanta vantagem para a recuperação (QUEIROZ, 2006).
3.1.1.1 Injeção Cíclica de Vapor
A técnica da injeção cíclica de vapor é empregada para aumentar a
recuperação primária de formações com óleos viscosos. É, essencialmente, um
mecanismo que estimula o reservatório por meio de efeitos de limpeza ao redor do
poço e da redução da viscosidade dos fluidos ali contidos, auxiliando, assim a
energia natural do reservatório na recuperação do óleo.
Neste método, o vapor é injetado no reservatório a altas temperaturas e
pressões. A alta temperatura ajuda na redução da viscosidade do petróleo,
intensificando a sua mobilidade, enquanto que a alta pressão dilata e/ou fratura a
formação.
24
Como a injeção cíclica requisita um volume de vapor menor, acaba sendo
mais econômica do que a contínua. Além disso, possibilita uma maior recuperação
de óleo por volume de vapor injetado. O efeito do decréscimo da viscosidade,
contudo, é provisório em virtude do resfriamento consecutivo da zona aquecida com
o tempo.
Segundo Queiroz (2006), um aspecto significativo da injeção cíclica de vapor
é que o calor injetado permanece acumulado próximo ao poço injetor, onde as linhas
de fluxo convergem e os gradientes de pressão são os maiores. Adicionalmente,
este método tende, intrinsecamente, a direcionar o calor para onde irá trazer o
melhor benefício para a recuperação.
A maior diferença entre a estimulação por injeção cíclica de vapor e a injeção
contínua convencional de vapor é que na primeira o óleo deslocado torna-se e
conserva-se aquecido ao passo que flui para o poço produtor, enquanto que na
última o óleo deve atravessar as zonas mais frias da formação até que o processo
de injeção torne-se maduro.
A injeção cíclica divide-se, basicamente, em três estágios: o período de
injeção, o período de soaking e o período de produção (Figura 3.2).
Durante o período de injeção o vapor vai sendo inserido no reservatório por
um determinado tempo através de um poço que serve tanto como injetor quanto
produtor. O tempo de injeção varia de acordo com a injetividade do poço e com a
viscosidade do óleo frio. Geralmente, essa fase dura em torno de uma semana.
Figura 3.2: Esquema básico da Injeção Cíclica de Vapor (Galvão, 2012).
A injeção é realizada em cotas proporcionais a espessura porosa da formação
contendo petróleo. São usadas cotas de, aproximadamente, 100 a 200 toneladas de
25
vapor por metro linear de espessura porosa saturada com petróleo. O processo
pode ser utilizado tanto em poços verticais como em horizontais, dependendo da
espessura da formação (GUSHIKEN et al., 2008).
Após a injeção é realizando um período de soaking, durante o qual o poço é
mantido fechado, permanecendo em espera para que ocorra a troca de calor entre o
vapor injetado e a formação.
Por fim, o poço é reaberto para o período de produção, vindo muitas vezes a
produzir, durante alguns dias, o óleo, agora já aquecido, por surgência. Com o
passar do tempo, a perda de calor tende a aumentar novamente a viscosidade do
óleo, comprometendo a surgência inicialmente obtida e forçando a utilização de um
método de elevação artificial no poço (bombeio).
As etapas acima descritas constituem um ciclo. Os ciclos podem ser repetidos
diversas vezes, contanto que sejam economicamente viáveis. Regularmente, a
produção de areia é verificada ao término do processo, se configurando em um
considerável empecilho operacional.
A grande quantidade de energia disponibilizada ao reservatório pela injeção
de vapor gera, comumente, um pico inicial de produção, o qual vai caindo
rapidamente nos primeiros meses e, posteriormente, de forma mais lenta, até o final
do ciclo. Um ciclo pode durar de meses até anos e todas as suas etapas admitem
variações para a redução dos custos.
Normalmente, o volume de óleo recuperado em um ciclo é proporcional ao
volume de vapor que foi injetado, sobretudo quando o reservatório encontra-se
saturado com óleos extremamente viscosos, caso este em que o índice de
recuperação resulta do raio da região aquecida. Uma exceção a esta regra ocorre
quando a saturação de óleo inicial é baixa.
Sendo assim, é interessante definir um número ótimo de ciclos para um dado
volume de vapor injetado, de forma a maximizar a recuperação de óleo pela injeção
cíclica. Do ponto de vista econômico, um bom parâmetro de desempenho do
processo é observar se a razão entre o óleo produzido e o vapor injetado está
próxima de 1 (um).
A injeção cíclica de vapor permite um rápido retorno durante o período de
produção e, por isso, tem sido bastante aplicada na indústria. Em contrapartida, o
26
incremento na recuperação do óleo é baixo, ficando entre 10 a 20%. Esta é a maior
desvantagem da utilização do mesmo (GALVÃO, 2012).
Conforme sucedem-se os ciclos, as reservas de óleo próximas ao poço
tendem a reduzir, ou seja, a sua saturação diminui na área compreendida pelo seu
raio. Adicionalmente ocorre uma destilação parcial do óleo e uma rápida queda de
pressão em conjunto ao decréscimo de temperatura, tendo como consequência a
depleção da energia natural do reservatório.
Estes aspectos proporcionam uma queda de cerca de 20% na vazão a cada
ciclo realizado, tornando a injeção cíclica cada vez menos eficiente com o passar do
tempo e reduzindo as vazões médias e máximas e a recuperação total de óleo nos
últimos ciclos, independentemente do tipo de reservatório (GUSHIKEN et al., 2008).
Usualmente, quando a injeção cíclica se torna inviável após diversos ciclos,
por consequência dos motivos acima descritos, é iniciada a injeção contínua.
3.1.1.2 Injeção Contínua de Vapor
Diferente da injeção cíclica, a técnica de injeção contínua de vapor utiliza,
concomitantemente, poços dedicados para produção e injeção.
A injeção contínua consiste na injeção de vapor com a periodicidade diária em
um reservatório saturado com óleo. Esta é realizada, geralmente, com uma vazão
entre 60 e 200 toneladas/dia, através de um poço injetor central, sendo o óleo então
deslocado para os poços produtores adjacentes.
Segundo Rios (2011) apesar do vapor ser injetado em sua maioria a pressões
de 17 MPa, os projetos que mais obtêm sucesso injetam vapor a pressões menores
que 10 MPa.
Como para se iniciar a injeção contínua é desejável que o reservatório esteja
com as pressões baixas, recomenda-se que seja realizada uma injeção cíclica
prévia por um período de tempo considerável.
Com a injeção contínua as áreas próximas aos poços injetores tornam-se
aquecidas, formando uma zona de vapor ao seu redor, a qual vai se expandindo em
direção aos poços produtores conforme a mesma progride. A temperatura desta
zona é praticamente igual àquela do vapor injetado. Após a mesma fica a região da
27
água condensada e, posteriormente, a de óleo. A cada zona percorrida, a
temperatura vai diminuindo (Figura 3.3).
Figura 3.3: Esquema básico da Injeção Contínua de Vapor (Silva, 2009)
A troca de calor constante com o reservatório e com o fluido que preenche o
meio poroso potencializa a varredura da formação e o direcionamento do óleo até os
poços produtores. Os efeitos do mecanismo de gás normalmente são ínfimos,
entretanto a destilação causada pelo vapor pode auxiliar bastante na produção de
alguns óleos.
Como consequência de uma maior área alcançada e de um maior período de
injeção, as perdas de calor são superiores. Por outro lado, a recuperação do óleo é
mais eficaz do que na injeção cíclica - enquanto a injeção cíclica possibilita
recuperar em torno de 15% do óleo in place, a injeção contínua recupera até 80%
(GUSHIKEN et al., 2008).
A razão óleo-vapor obedece à natureza da formação e, dessa forma, os
métodos de injeção de vapor não são indicados para reservatórios muito profundos
devido às grandes perdas de calor e à quantidade excessiva de vapor requerida. De
acordo com Green & Willhite (1998) a injeção contínua possui uma razão óleo-vapor
na ordem de 0,2.
Quando esta técnica é utilizada em reservatórios com maior profundidade,
grande parte do calor se dissipa para as formações vizinhas através das paredes
dos poços injetores. Além disso, para superar as altas pressões normalmente
verificadas nas formações localizadas em regiões profundas é imprescindível usar
vapor em pressão e temperatura maiores, o que acaba intensificando a perda de
calor no trajeto dentro do poço e a redução da energia térmica ao atingir a zona
canhoneada.
28
Como solução, pode-se utilizar um isolamento térmico, porém este possui
alguns limites. Novas tecnologias, tais como os geradores de fundo de poço -
Downhole Steam Generators (DHSG) - prometem eliminar a dificuldade da injeção
de vapor em grandes profundidades, uma vez que, neste caso, o gerador é fixado
dentro do poço e próximo ao reservatório. A sua aplicação permite a recuperação de
óleos pesados em campos offshore e em reservatórios profundos, assim como em
locais excessivamente frios.
A espessura dos reservatórios também é um importante critério a ser
observado. Os mesmos necessitam ser bem espessos para conter as perdas
excedentes para as formações vizinhas. Historicamente, os projetos de recuperação
térmica que obtiveram mais êxito foram realizados em reservatórios rasos, de
espessura elevada, de alta porosidade e permeabilidade e, também, com uma alta
saturação de óleo.
A permeabilidade absoluta do reservatório também deve ser considerada,
uma vez que a vazão da injeção dependerá intrinsecamente desse parâmetro.
Aplicar uma vazão elevada em um reservatório de baixa permeabilidade será
ineficaz, uma vez que a formação não comportará grandes volumes de vapor no seu
interior e o óleo continuará apresentando baixa mobilidade.
As características da Tabela 3.1 são as mais favoráveis a este método de
recuperação:
Tabela 3.1: Características mais apropriadas para a aplicação de injeção de vapor (modificado de QUEIROZ, 2006).
A injeção contínua de vapor é a técnica mais eficiente no varrido e na
recuperação de óleo pesado. Por outro lado, é o método mais caro, pois depende de
29
altos investimentos em equipamentos e exige a geração de grande quantidade de
vapor.
Toda a água utilizada no processo de injeção precisa ser tratada previamente.
A reutilização da água produzida é uma opção interessante para a sua gestão,
podendo-se obter vantagens ambientais expressivas.
Essa prática, contudo, é realizada atualmente por poucas empresas, devido
ao alto custo envolvido e ao risco de falha nos geradores de vapor, caso a água
utilizada não seja devidamente especificada. Segundo Gushiken (2008), o projeto de
Fazenda Belém é um dos pioneiros no reaproveitamento de água industrial para
geração de vapor. Este, por sua vez, exige acompanhamento minucioso e
especificações bem rigorosas.
30
CAPÍTULO 4 – DECLÍNIO DA PRODUÇÃO
Segundo Nind (1987), a curva de declínio da produção é uma ferramenta
amplamente utilizada pela indústria do petróleo para estudar o comportamento atual
dos seus campos, avaliar os poços de forma individual e realizar estimativa de
produção futura.
Quando as estimativas se baseiam em técnicas matemáticas ou gráficas para
a análise destas curvas, deve-se ter em mente que essa interpretação é apenas
expedita, ou seja, é um método que possibilita um tratamento gráfico/matemático,
mas não considera as leis físicas que regem o fluxo de petróleo e gás através da
formação.
As curvas podem ser determinadas para cada poço em particular, para um
grupo de poços de um reservatório ou até mesmo de todos os poços do campo,
como será feito mais adiante neste trabalho.
As previsões que dependem das curvas de declínio da produção não são
acumulativas. Se as curvas de dois poços que declinam de acordo com uma
extrapolação matemática forem estimadas separadamente, ao passar estes poços
para uma única curva, os mesmos não irão declinar da mesma forma.
Este método muitas vezes proporciona conclusões diferentes com base nos
mesmos dados e, dessa forma, seu resultado pode criar confusão na avaliação de
reservas futuras ou da produtividade potencial.
Por outro lado, as curvas de declínio são de grande praticidade e, geralmente,
se mantêm atualizadas de acordo com a produção do campo, proporcionando
informações rápidas e relativamente confiáveis sobre as expectativas para os
próximos meses.
Existem três tipos de curva de declinação: declinação exponencial, declinação
hiperbólica e declinação harmônica. Neste trabalho será utilizada a declinação
exponencial.
31
4.1 Declinação Exponencial
Adiante, será demonstrada a aplicação da curva de declinação exponencial
assumindo a existência de apenas um poço. Contudo, a análise seguiria a mesma
metodologia se fosse empregada em um conjunto de poços.
Geralmente, ao analisarmos a produção de apenas um poço, observa-se um
período inicial onde a produção, de certa forma, se mantém estável.
Transcorrido um determinado tempo o poço perde parte da capacidade de
suportar a produção e a mesma começa a declinar mês após mês.
A Figura 4.1 ilustra uma curva de produção de óleo versus tempo,
exemplificando o comportamento típico de um reservatório. Neste gráfico se
estabeleceu uma curva média usando linhas pontilíneas.
Figura 4.1: Gráfico de Produção de Petróleo vesus Tempo - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
Aplicando esse método é possível extrapolar essa curva para o futuro e,
dessa forma, predizer, por exemplo, a produção do poço para daqui a 10 anos.
Ao criar um gráfico com a produção diária (m3/dia) contra a produção
acumulada (m3), pode-se observar que a parte da curva que está em declínio se
transforma em uma linha reta, o que é, naturalmente, fácil de ser extrapolada (Figura
4.2). Sendo q a produção de óleo e Q a produção acumulada de óleo, a equação da
linha reta é:
𝑞 = 𝑚𝑄 + 𝑐 (Eq.4.1)
onde m e c são constantes.
32
Figura 4.2: Gráfico Produção de Petróleo vesus Produção acumulada - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
Se a produção q se mantém durante um curto tempo t, considera-se que a
produção acumulada neste tempo é a integral de q em relação a t. Portanto, a
produção acumulada de qualquer momento será a soma dessa produção deste o
início da produção do campo até tempo que for desejado. Em termos matemáticos,
temos:
Q = ∫ 𝑞 𝑑𝑡𝑡
0 (Eq. 4.2)
ou q = 𝑑𝑄
𝑑𝑡 (Eq. 4.3)
Derivando a equação (4.1) em relação ao tempo t, obtém-se:
𝑑𝑞
𝑑𝑡= 𝑚
𝑑𝑄
𝑑𝑡 (Eq. 4.4)
Dessa forma, substituindo a equação (4.3) em (4.4):
𝑑𝑞
𝑑𝑡= 𝑚𝑞
ou
1
𝑞
𝑑𝑞
𝑑𝑡= 𝑚 (Eq. 4.5)
Na figura 4.2, pode-se observar que a inclinação da reta é negativa no
período de declinação da produção e m pode ser considerado –b, pois a variável b é
positiva. Substituindo na equação (4.5), temos:
1
𝑞
𝑑𝑞
𝑑𝑡= −𝑏 (Eq. 4.6)
E a equação (4.1) fica assim:
𝑞 = −𝑏𝑄 + 𝑐 (Eq. 4.7)
33
Se o declínio começa quando a produção acumulada do poço é Qo (Figura
4.2) e se a produção estabilizada antes desse tempo é qo, então:
𝑞𝑜 = −𝑏𝑄𝑜 + 𝑐
ou
𝑐 = 𝑞𝑜 + 𝑏𝑄𝑜
Substituindo na equação (4.7) e ordenando os termos, obtêm-se:
𝑄 − 𝑄𝑜 =𝑞𝑜−𝑞
𝑏 (Eq. 4.8)
Ou seja, a produção acumulada durante o período de declinação é igual a
diferença entre a produção inicial e a produção atual, dividida pela inclinação
contínua da reta. Modificando a equação (4.6), temos:
𝑑𝑞
𝑞= −𝑏 𝑑𝑡 (Eq. 4.9)
Integrando a equação (4.9), obtemos:
ln 𝑞 = −𝑏𝑡 + 𝑎 (Eq. 4.10)
onde a é a constante dessa integral.
Se o período de declinação começa no tempo to (Figura 4.1) e se a produção
estabilizada anterior a esse tempo for qo, logo
ln 𝑞𝑜 = −𝑏𝑡𝑜 + 𝑎
Assim a constante a fica
𝑎 = 𝑏𝑡𝑜 + ln 𝑞𝑜 (Eq. 4.11)
Portanto, substituindo a equação (4.11) em (4.10), temos:
ln 𝑞 = 𝑙𝑛 𝑞𝑜 − 𝑏(𝑡 − 𝑡𝑜) (Eq. 4.12)
ou
𝑞 = 𝑞𝑜exp [−𝑏(𝑡 − 𝑡𝑜)] (Eq. 4.13)
A equação (4.12) indica que, para esse tipo de declinação, o gráfico de
produção versus tempo, usando a função logarítmica, é uma reta e sua inclinação é
igual a –b (Figura 4.3).
Quando a produção inicial (qo) é conhecida, a equação (4.13) permite
encontrar a produção em qualquer momento.
34
Figura 4.3: Gráfico do Logaritmo Neperiano da Produção de Petróleo vesus tempo - Declinação Exponencial (Fonte: NIND, 1987).
35
CAPÍTULO 5 – APLICAÇÃO DO MÉTODO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM CAMPOS
DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO COM ESTUDO DE CASO DE DECLÍNIO DA
PRODUÇÃO
A PETROBRAS é reconhecida pelo pioneirismo na utilização da injeção de
vapor nos campos de óleo pesado da Bacia do Espírito Santo. Dessa forma, serão
apresentados aqui os resultados obtidos pela mesma após empregar esse método
em 5 (cinco) de suas concessões localizadas na supracitada bacia (Figura 5.1). Os
dados gerais dos campos foram retirados dos Sumários Executivos disponíveis no
website da ANP.
Figura 5.1: Localização dos campos envolvidos. (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website do BDEP)
5.1 Estudo de Caso de Declínio da Produção
Com base na teoria apresentada no Capítulo 4 foi possível construir um
prognóstico da produção de cada um dos campos objeto deste trabalho.
Utilizando o software Excel, os cálculos seguiram a seguinte metodologia:
1) Cálculo da equação da reta: Foi criado um gráfico do logaritmo neperiano
(ln) da produção versus tempo. Para isso foi necessário multiplicar as
vazões diárias por 365 para converter as mesmas para m3/ano, já que o
36
tempo foi utilizado em anos. Depois, bastou calcular o ln para cada vazão
e, em seguida, plotar no gráfico. No gráfico, foi preciso observar quando a
produção, de certa forma, encontrava-se estável e, ao mesmo tempo, com
alguma declinação. No caso do Campo de Córrego Cedro Norte, começou
a ocorrer um declínio a partir de 2012. Sendo assim, foi calculada a
inclinação desta reta, onde o eixo horizontal foram os anos 2012 e 2016, e
o eixo vertical, os logaritmos da produção correspondentes a esses anos.
No caso em tela, os valores foram 8,62 e 7,75, respectivamente. Assim, foi
encontrada a inclinação da reta – 𝑏 = 0,217 (Figura 5.4).
2) Utilizando na equação (4.12) os valores do respectivo campo, calculou-se
a vazão para o ano desejado. Nesse caso, a estimativa é que a sua
produção alcance o limite econômico em 2025. A produção qo deve ser
aquela do último mês (agosto de 2016) em m3/ano (2329,58 m3/ano).
Assim, a equação (4.12) fica:
ln 𝑞 = 𝑙𝑛 2329,58 − 0,217(2025 − 2016)
O valor de q encontrado foi de 330,40 m3/ano, ou seja, 0,91 m3/dia. Esta é
uma estimativa da produção que o campo estará realizando em 2025.
𝑞2025 = 0,91 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
3) Por último, foi calculado o volume que será produzido durante esses 9
(nove) anos utilizando a equação:
𝑁𝑝 =𝑞𝑖−𝑞𝑜
𝑏 (Eq. 5.1)
Onde, qi é a vazão inicial no ano de 2016 em m3/ano,
qo é a vazão final estimada para 2025 em m3/ano,
b é a inclinação da reta e
Np é o volume acumulado durante esse período.
Dessa forma, a equação (5.1) fica:
𝑁𝑝 =2329,58−330,45
0,217= 9.213 𝑚3
Utilizando as equações anteriormente descritas foram calculados os volumes
para todos os campos e criadas suas respectivas curvas de declínio.
37
5.2 Campo de Córrego Cedro Norte
O Campo de Córrego Cedro Norte, com área de desenvolvimento de 10,28
km², está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta
ocorreu em novembro de 1982 e a sua produção se iniciou em fevereiro de 1983
(Figura 5.2).
Figura 5.2: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Córrego Cedro Norte (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos siliciclásticos
flúvio-deltáicos aptianos da Fm. Mariricu / Mb. Mucuri com permeabilidades variando
entre 40 e 80 mD e porosidades médias em torno de 22%, saturados com óleo
biodegradado viscoso de 14 a 17º API.
O gás em solução foi identificado como mecanismo de produção. Este, por
outro lado, apresenta baixa eficiência justamente em função da alta viscosidade e
densidade do óleo.
A injeção cíclica de vapor é realizada como método de recuperação
melhorada nos poços do campo. Até o início de 2016 já havia ocorrido 28 (vinte e
oito) ciclos de vapor em 13 (treze) poços da concessão.
Segundo o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta com
um VOIP de 4,04 Mm3 e uma produção acumulada de 0,07 Mm3 de óleo.
38
Em março de 2016 o campo apresentava 6 (seis) poços ativos e a estimativa
é que a sua produção alcance o limite econômico em 2025.
Como pode-se observar na Figura 5.3, a produção de óleo do Campo de
Córrego Cedro Norte foi bem influenciada pela perfuração de poços, horizontais,
principalmente a partir de 2002. Após o ano de 2010 apenas a injeção de vapor
passou a interferir nos volumes de óleo realizados na concessão. Uma vez que a
sua realização foi suspensa em 2014, a produção do campo tem apresentado um
comportamento declinante bem acentuado nos últimos dois anos.
Figura 5.3: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Córrego Cedro Norte (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Para o prognóstico de produção, o Campo de Córrego Cedro Norte
apresentou os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.4):
𝑞2025 = 0,91 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑝 = 9213 𝑚3
Sendo −𝑏 = 0,217.
39
Figura 5.4: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Córrego Cedro Norte com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do
website da ANP)
5.3 Campo de Cancã
O Campo de Cancã, com área de desenvolvimento de 3,24 km², está
localizado na parte onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta ocorreu em
outubro de 2005 e sua produção se iniciou em julho de 2008 (Figura 5.5).
Figura 5.5: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Cancã (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
40
Os principais reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos
albianos de ambiente árido a semiárido da Fm. São Mateus, com permeabilidades
variando entre 120 e 250 mD e porosidade média de 20%, saturados com óleo
viscoso de 12º a 16º API.
Em segundo plano são constatadas acumulações nos arenitos aptianos de
ambiente deltaico influenciado por maré, com porosidade média de 15% e baixa
trasmissibilidade, contendo óleo de 20º API, do Mb. Mucuri da Fm. Mariricu, e nas
areias cenomanianas / eocênicas originárias de fluxos gravitacionais da Fm.
Urucutuca, com porosidade média de 23% e saturadas com óleo de 12º API.
O mecanismo de produção é, essencialmente, o de gás em solução, sem
evidências de atuação do aquífero. Atualmente é realizada a injeção vapor nos
poços do campo com o objetivo de recuperação melhorada.
De acordo com o Boletim Anual de Reservas (BAR) referente ao ano de 2014
da ANP, a concessão conta com um VOIP de 6,71 Mm3 e uma produção acumulada
de 0,24 Mm3 de óleo.
Em janeiro de 2016 o campo apresentava 29 (vinte e nove) poços produtores
ativos. A injeção cíclica de vapor é realizada desde junho de 2010 e a estimativa é
que a sua produção alcance o limite econômico em 2026.
Uma vez que a entrada de novos poços, geralmente, influencia na produção
de um campo, as curvas de óleo e de injeção de vapor foram integradas ao
quantitativo de poços de cada concessão. No caso do Campo de Cancã pode-se
observar que, além da atuação da injeção de vapor, o aumento da produção de óleo
foi também ocasionado, provavelmente, pelos poços perfurados principalmente a
partir de 2012 (Figura 5.6).
41
Figura 5.6: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Cancã (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
No caso do Campo de Cancã, foram apresentados os seguintes valores de
produção diária e de produção acumulada (Figura 5.7):
𝑞2026 = 145,52 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑝 = 1.177.801 𝑚3
Sendo −𝑏 = 0,1426.
Figura 5.7: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Cancã com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da
ANP)
42
5.4 Campo de Inhambu
O Campo de Inhambu, com área de desenvolvimento de 23,72 km², está
localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo. Sua descoberta ocorreu
em dezembro de 2003 e a sua produção se iniciou em janeiro de 2006 (Figura 5.8).
Figura 5.8: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Inhambu (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos turbidíticos
grossos a conglomeráticos da Fm. Urucutuca do Campaniano / Maastrichtiano, com
permeabilidades de 570 mD e porosidade média em torno de 24%, saturados com
óleo muito viscoso de 11º API.
Também são observadas acumulações de óleo de 14º API nos arenitos
fluviodeltáicos aptianos da Fm. Mariricu / Mb. Mucuri, com permeabilidade de 150
mD e porosidade média de 20%.
O mecanismo de produção primária é, preponderantemente, o de gás em
solução. Este, toda via, apresenta baixa eficiência devido às altas densidades e
viscosidades apresentadas pelo óleo em ambos os reservatórios, necessitando,
assim, de auxílio da estimulação térmica realizada através da injeção cíclica de
vapor.
43
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta
com um VOIP de 15,93 Mm3 de óleo e uma produção acumulada de 0,38 Mm3 de
óleo.
Em janeiro de 2016 o campo apresentava 51 (cinquenta e um) poços
produtores ativos e a estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico
em 2032.
Como pode-se observar na Figura 5.9, a produção de óleo do Campo de
Inhambu foi, aparentemente, influenciada pela perfuração de novos poços,
principalmente a partir de 2012. Já a injeção de vapor parece não estar surtindo
efeito desde 2015, uma vez que a sua taxa permaneceu praticamente estável,
enquanto que a produção tem apresentado um comportamento declinante.
Figura 5.9: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Inhambu (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
O Campo de Inhambu apresentou os seguintes valores de produção diária e de produção acumulada (Figura 5.10):
𝑞2032 = 17,10 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑝 = 666.030 𝑚3
Sendo −𝑏 = 0,1916.
44
Figura 5.10: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Inhambu com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da
ANP)
5.5 Campo de Fazenda Alegre
O Campo de Fazenda Alegre, com área de desenvolvimento de 16,36 km²,
está localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo.
Sua descoberta ocorreu em junho de 1996 e a sua produção se iniciou em
outubro de 1996. O pico de produção de óleo ocorreu em fevereiro de 2003, quando
atingiu 2.871,61 m³/dia (Figura 5.11).
45
Figura 5.11: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Fazenda Alegre (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos turbidíticos
maastrichtianos de ambiente de canal de alta energia sob influência de maré da Fm.
Urucutuca, permeabilidades variando entre 500 e 2000 mD e com porosidade média
de 27%, saturados com óleo viscoso de 13º API.
O mecanismo de produção é, preponderantemente, o de gás em solução,
com uma atuação moderada do aquífero. Devido à alta viscosidade apresentada
pelo óleo é realizada, como método de recuperação melhorada, a injeção contínua
de vapor nos poços do campo, conforme já observado na Figura 4.8.
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta
com um VOIP de 35,63 Mm3 e uma produção acumulada de 7,55 Mm3 de óleo.
Em fevereiro de 2016 o campo apresentava 62 (sessenta e dois) poços
produtores e 6 (seis) injetores ativos e a estimativa do término de produção é para
2025.
Como pode-se observar na Figura 5.12, a produção de óleo do Campo de
Fazenda Alegre, aparentemente, sofreu grande influência da perfuração de poços,
principalmente a partir do ano de 2001. Porém, desde 2008 a perfuração de novos
poços e a utilização da injeção de vapor parece não interferir na produção de óleo
do campo, a qual vem se apresentando declinante, enquanto que a taxa de injeção
foi aumentando, gradativamente, até o ano de 2014.
46
Figura 5.12: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do campo de Fazenda Alegre (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Para o Campo de Fazenda Alegre foram obtidos os seguintes valores de
produção diária e de produção acumulada (Figura 5.13):
𝑞2025 = 244,92 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑝 = 1.308.887 𝑚3
Sendo −𝑏 = 0,1006.
Figura 5.13: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Fazenda Alegre com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do
website da ANP)
47
5.6 Campo de Jacutinga
O Campo de Jacutinga, com área de desenvolvimento de 56,57 km², está
localizado na porção onshore da Bacia do Espírito Santo.
Sua descoberta ocorreu em setembro de 2004 e a sua produção se iniciou em
março de 2010. O pico de produção de óleo ocorreu em fevereiro de 2012, quando
atingiu 47,55 m³/dia (Figura 5.14).
Figura 5.14: Curva de Produção de Óleo versus Injeção de Vapor do Campo de Jacutinga (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Os principais reservatórios encontrados na região equivalem a arenitos flúvio-
deltaícos de idade aptiana do Mb. Mucuri da Fm. Mariricu, permeabilidades entre 10
e 100 mD e com porosidade média em torno de 20%, saturados com óleo de
viscosidade muito elevada, variando entre 10,3º e 15,6º API.
Em função das altas viscosidades e densidades apresentadas pelo óleo, as
transmissibilidades no meio poroso são muito baixas, de modo que só há produção
através da estimulação realizada por meio da injeção de vapor ou fraturamento
hidráulico ou, preferivelmente, com a utilização de ambos.
Em segundo plano são observadas acumulações nos arenitos da Fm. São
Mateus, com boa porosidade (média de 37%), entretanto com transmissibilidade
extremamente baixa, a qual, aliada a alta viscosidade do óleo, impede a viabilização
da sua produção, mesmo quando submetidos à estimulação térmica.
O mecanismo de produção primária é, preponderantemente, o de gás em
solução. Este, toda via, apresenta baixa eficiência justamente pelas características
48
do óleo. Não há injeção de qualquer outro fluido no campo com o objetivo de
recuperação melhorada além da cíclica de vapor.
De acordo com o BAR referente ao ano de 2014 da ANP, a concessão conta
com um VOIP de 9,62 Mm3 e uma produção acumulada de 0,03 Mm3 de óleo.
Em abril de 2016 o campo apresentava 8 (oito) poços produtores ativos e a
estimativa é que a sua produção alcance o limite econômico em 2023.
Como pode-se observar na Figura 5.15 a produção de óleo do Campo de
Jacutinga foi, aparentemente, muito mais influenciada pela aplicação da injeção de
vapor do que pela perfuração de poços.
Figura 5.15: Poços perfurados versus Produção de óleo e Injeção de vapor do Campo de Jacutinga (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da ANP)
Por fim, o Campo de Jacutinga, foram observados os seguintes valores de
produção diária e de produção acumulada (Figura 5.16):
𝑞2023 = 12,87 𝑚3/𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑝 = 49.307𝑚3
Sendo −𝑏 = 0,1089.
49
Figura 5.16: Gráfico de logaritmo neperiano da produção de petróleo versus tempo do Campo de Jacutinga com linha de tendência de declínio (Fonte: criado a partir dos dados obtidos do website da
ANP)
50
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÃO
Com a conclusão do presente trabalho foi possível verificar que o uso da
injeção de vapor geralmente aumenta a produtividade de reservatórios que
apresentam óleo pesado, uma vez que tende a reduzir a sua viscosidade.
Considerando os gráficos de histórico de produção e injeção de vapor,
confeccionados a partir dos dados obtidos no website da ANP, constatou-se que
este método de recuperação foi efetivo na maioria dos campos da Bacia do Espírito
Santo aqui estudados, principalmente quando este começou a ser utilizado ainda no
início da vida produtiva dos mesmos.
Com relação aos campos de Córrego Cedro Norte e Fazenda Alegre, a
injeção se iniciou apenas quando estes já se encontravam com avançada
maturidade. Apesar disso, os seus reservatórios apresentaram comportamentos
diferentes.
O primeiro, cujos reservatórios apresentam baixa permeabilidade, boa
porosidade e óleo com oAPI um pouco mais elevado, respondeu melhor à injeção do
que o segundo, que possui melhores características permoporosas. Esse
comportamento pode ser em decorrência deste campo apresentar atuação de
aquífero, fato que não foi observado nos demais (GALVÃO, 2012).
Contudo, o Campo de Fazenda Alegre é o que apresenta os maiores valores
de vazões diárias e de produção acumulada, chegando a ser 20 vezes maiores do
que os do Campo de Inhambu e 200 vezes maiores do que os do Campo de
Jacutinga, por exemplo.
O Campo de Fazenda Alegre, por sua vez, foi oque apresentou a maior
tendência de declínio na sua produção. Todavia, o prognóstico de produção indicou
também que este vai atingir a mais elevada vazão futura e a maior produção
acumulada até no término de seu contrato, o que evidencia que este,
provavelmente, não coincidirá com seu limite econômico.
Um dos maiores desafios desse método é como manter a sua eficiência
energética. Em reservatórios mais profundos a sua eficácia tende a ser prejudicada,
em função da intensa perda de calor no trajeto no interior dos poços até a formação.
Assim, entende-se que ainda são necessários mais investimentos em
pesquisa por melhores isolantes térmicos, que consigam minimizar essa perda de
51
calor, assim como também em novas tecnologias, como, por exemplo, os geradores
de fundo de poço (DHSG), os quais tem tornado viável a utilização da injeção de
vapor em campos offshore e em situações de baixas temperaturas.
52
REFERÊNCIAS
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