influencia da Viscosidade do óleo na recuperação de reservatórios

influencia da Viscosidade do óleo na recuperação de reservatórios

(Parte 1 de 5)

Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na Recuperação de Reservatórios

Kilça Tanaka Botelho

Florianópolis, outubro de 2004.

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.

Influência da Viscosidade no Contato Água- Óleo na Recuperação de Reservatórios

Marintho Bastos Quadri Orientador

RESUMO5
OBJETIVOS6
1 INTRODUÇÃO7
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA8
2.1 Petróleo8
2.2 Exploração de Petróleo8
2.2.1 Rochas Geradoras9
2.2.2 Migração10
2.2.2 Trapa ou Armadilha1
2.2.3 Rochas-reservatório1
2.2.3 Rochas Selantes12
2.2.4 Sincronismo13
2.3 Petróleo em Águas Profundas14
2.4 Recuperação de Petróleo17
2.5 Viscosidade de Fluidos21
2.5.1 Equação de Poiseuille25
2.6 Tensão Interfacial27
2.6.1 Princípio Físico28
2.7 Célula de Hele-Shaw30
2.7.1 Ensaios de Digitação em uma Célula de Hele-Shaw32
3 MATERIAIS E MÉTODOS34
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES36
5 CONCLUSÕES46

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.

Este projeto tem como objetivo o estudo do comportamento da interface água-óleo numa célula de Hele-Shaw, com ênfase nas propriedades físicoquímicas dos fluídos em contato permitindo que novos profissionais tenham contato com as generalidades da indústria de petróleo e gás natural e seus derivados, e que sejam treinados para interpretar resultados e identificar problemas, propondo soluções inovadoras em controle e instrumentação de processos que supram suas principais necessidades operacionais.

Será realizado um estudo teórico e experimental das propriedades físicoquímicas de dois fluídos imiscíveis numa célula de Hele-Shaw, mais precisamente, água e óleo, com ênfase na viscosidade , 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.

É um trabalho teórico, numérico e experimental vinculado a um projeto de mestrado e a outro de iniciação científica do mesmo programa PRH-ANP 34.

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 6.0 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 condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero. Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo), que serão descritos a seguir.

2.2.1 Rochas Geradoras

O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado ou presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de geradoras. São estas rochas que, submetidas a adequadas temperaturas e pressões, geraram o petróleo em sub-superfície. Se este elemento faltar em uma bacia, a natureza não terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco elementos constituintes do sistema petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser de alguma forma compensados por condições de exceções geológicas ou por algumas coincidências adequadas.

Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e que experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. Os remanescentes orgânicos autóctones (material planctônico) ou alóctones (material vegetal terrestre carreado para dentro do ambiente) são incorporados às lamas sob a forma de matéria orgânica diluída. A princípio, quanto maior a quantidade de matéria orgânica, mais capacidade terá a rocha para gerar grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a incorporação desta matéria orgânica na rocha deve vir acompanhada da preservação de seu conteúdo 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-reservatório são normalmente litologias compostas por material detrítico de granulometria fração areia a seixo, representantes de antigos ambientes sedimentares de alta energia, portadores de espaço poroso onde o petróleo será armazenado e, posteriormente, será extraído. Tais rochas são geralmente os arenitos, calcarenitos e conglomerados diversos. Entretanto, qualquer rocha que contenha espaço poroso, não necessariamente intergranular, de natureza diversa causado por fraturamento ou dissolução também pode fazer às vezes de rochasreservatório. Como exemplos temos rochas ígneas e metamórficas cristalinas fraturadas, ou mais precisamente, qualquer tipo de rocha fraturada, mármores lixiviados, entre vários outros.

As rochas-reservatório mais comuns são areias antigas, depositadas em dunas, rios, praias, deltas, planícies litorâneas sujeitas à influência de ondas/ marés/tempestades, e em mares e lagos profundos, através de correntes de turbidez. Depois dos arenitos, os reservatórios mais comuns são rochas calcárias porosas depositadas em praias e planícies carbonáticas, desenvolvidas em latitudes tropicais e livres de detritos siliciclásticos, calcários de recifes de organismos diversos, e, finalmente, calcários diversos afetados por dissolução por águas meteóricas. Os valores de porosidade mais comuns das rochas-reservatório variam de 5% - 35%, concentrando-se na faixa de 15% - 30%.

As rochas porosas não servem apenas como armazenadores finais do petróleo acumulado. Elas servem igualmente como rotas de migração importantíssimas para os fluidos petrolíferos, atuando como carrier beds.

2.2.3 Rochas Selantes

Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos petrolíferos devem encontrar uma situação de impermeabilização tal que os impeça de escaparem. Normalmente, esta condição é provida por rochas selantes, situadas acima das rochasreservatório, que impedem o escape dos fluidos, aprisionando-os e formando assim uma acumulação petrolífera.

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.

Motivados pelos baixos custos de descoberta destes grandes volumes de petróleo no offshore profundo e pela grande produtividade dos reservatórios turbidíticos (na casa de dezenas de milhares de barris por dia), a indústria petrolífera, liderada pela Petrobrás, lançou-se de maneira maciça na prospecção de petróleo nas águas profundas. Cerca de 12 bilhões de barris de reservas foram encontradas pela Petrobrás na Bacia de Campos .Esta bacia foi o laboratório mundial do desenvolvimento tecnológico que nestes quinze anos permitiu a entrada em produção de campos situados em lâminas d’água desde 400 m (Campo de Marimbá) até 1900 m (Campo de Roncador). O Golfo do México, liderado pela Shell, participou deste “corrida”, fornecendo um grande número de descobertas que, embora apresentassem volumes significativamente inferiores aos da Bacia de Campos (cerca de 3 bilhões de barris de reservas), puderam ser colocados em produção pelo imenso mercado faminto de energia situado em suas adjacências e pela gigantesca infraestrutura já existente em suas águas rasas. Vinte campos de petróleo situados, entre lâminas d’água entre 600 e 1600 m já entraram em produção no Golfo do México.

A costa oeste da África, notadamente nas águas profundas de Angola (delta do Congo) e Nigéria (delta do Niger), completa o chamado “triângulo dourado das águas profundas” (Figura 2.2). Uma série impressionante de descobertas feitas por companhias como a Elf e a Total (hoje TotalFinaElf), Esso (hoje ExxonMobil), British Petroleum (hoje BP-Amoco) e Texaco já somam cerca de 8 bilhões de barris de reservas. Entretanto, o único campo em produção atualmente em lâminas d’água superiores a 600 m encontra-se na Guiné Equatorial (Campo de La Ceiba) operado pela pequena companhia Triton. Outras áreas em franco desenvolvimento no número de descobertas e na perspectiva de entrada em produção de campos de petróleo em águas profundas são o sudeste asiático (Indonésia, Filipinas e Malásia), o Mediterrâneo (delta do Nilo no Egito e Israel, e Mar Adriático na Itália, este já com um campo em produção em 800 m de lâmina d’água), o Mar do Norte, Austrália, Trinidad Tobago e outros países da África Ocidental (Guiné Equatorial, Congo, Costa do Marfim e Mauritânia).

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 rochasreservatório 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.

(Parte 1 de 5)

Comentários