AVALIAÇÃO DA INJEÇÃO DE CO2 MISCÍVEL COMO ESTRATÉGIA DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO USANDO O MÉTODO KOVAL: CASO DE ESTUDO PRÉ-SAL BRASILEIRO
EVALUACIÓN DE LA INYECCIÓN DE CO2 MISCIBLE COMO ESTRATEGIA PARA LA RECUPERACIÓN AVANZADA DE PETRÓLEO UTILIZANDO EL MÉTODO KOVAL: UN ESTUDIO DE CASO DEL PRESAL BRASILEÑO
Lina Maria Quevedo-Moyano1; Juan Esteban Hernandez-Cuberos1; Daniela González-Melo1; Laura Estefanía Guerrero-Martin2; Ana Karolina Lacerda Lobo2; Adriangela Romero1, Maria Angélica Acosta Pérez1, Wanessa K. Lima2
1Fundación Universidad de América
2LOTEP Laboratorio de Operações e Tecnologias Energéticas Aplicadas na Indústria do Petróleo,
Faculty of Petroleum Engineering, Federal University of Pará, Salinópolis, Brazil.
Recibido: 25 de marzo, 2022. Aprobado: 15 de noviembre, 2022. Versión final: 25 de noviembre, 2022.
Resumo
A implementação e aperfeiçoamento dos métodos de recuperação da produção em campos maduros pode ser considerada uma das formas mais eficazes de se obter uma maior independência e maior duração da produtividade de um poço ou campo petrolífero. O objetivo deste trabalho é avaliar a injeção de CO2 miscível como um método avançado de recuperação de petróleo (EOR) em um estudo de caso sintético para um campo do pré-sal brasileiro. Usando os dados de perfuração total de fluidos e o modelo CMRT, o estudo foi realizado utilizando um intervalo temporal do ano de 2016 até o ano de 2024. Dados como o volume de controle do reservatorio foi utilizado para modelar o poço injetor representanto a injeção total. Posteriormente, o modelo é corrigido pelo método de Koval e estima-se os fluidos obtidos para o período de 2025 à 2036. Por fim, foi efetuada uma comparação entre a produção dos dois cenários e os resultados, para esse período, com o modelo de injeção de CO2 mostraram uma produção incremental de petróleo de 3865.543 BO em relação ao cenário de injeção de água.
Palabras clave: Recuperação Avançada de Petróleo (EOR), CRMT, Dióxido de Carbono, Método Koval, Miscibilidade.
Resumen
La implementación y mejora de métodos de recuperación de producción en campos maduros puede considerarse una de las formas más efectivas para obtener una mayor independencia y duración de la productividad en un pozo o campo petrolero. El objetivo de este trabajo es evaluar la inyección de CO2 miscible como método avanzado de recuperación de petróleo (EOR) en un estudio de caso sintético para un campo presalino brasileño. Usando los datos de perforación de fluido total y el modelo CMRT, el estudio se realizó utilizando un intervalo de tiempo desde el año 2016 hasta el año 2024. Datos como el volumen de control del yacimiento se utilizaron para modelar el pozo de inyección que representa la inyección total. Posteriormente, se corrige el modelo por el método de Koval y se estiman los fluidos obtenidos para el periodo de 2025 a 2036. Finalmente, se realizó una comparación entre la producción de los dos escenarios y los resultados, para ese periodo, con el modelo de CO2 inyección mostró una producción de petróleo incremental de 3865,543 BO sobre el escenario de inyección de agua.
Palabras clave: Recuperación Avanzada de Petróleo (EOR), CRMT, Dióxido de Carbono, Método Koval, Miscibilidad.
Abstract
The implementation and improvement of production recovery methods in mature fields can be considered one of the most effective ways to achieve greater independence and longer productivity of a well or oilfield. The objective of this work is to evaluate the injection of miscible CO2 as an advanced method of oil recovery (EOR) in a synthetic case study for a Brazilian pre-salt field. Using total fluid drilling data and the CMRT model, the study was conducted using a time interval from 2016 to 2024. Data such as the volume of control of the reservoir was used to model the injector well representing the total injection. Subsequently, the model is corrected by Koval’s method, and the fluids obtained for the period 2025 to 2036 are estimated. Finally, a comparison was made between the production of the two scenarios and the results, for this period, with the CO2 injection model showed an incremental oil production of 3865,543 BO in relation to the water injection scenario.
Keywords: Enhanced Oil Recovery (EOR), CRMT, Carbon Dioxide, Koval Method, Miscibility.
Como citar: Quevedo-Moyano, L. M., Hernandez-Cuberos, J. E., González-Melo, D., Guerrero-Martin, L. E., Lacerda Lobo, A. K., Romero, A., Acosta Pérez, M. A. & K. Lima, W. (2022). Avaliação da injeção de co2 miscível como estratégia de recuperação avançada de petróleo usando o método koval: caso de estudo pré-sal Brasileiro. Fuentes, el reventón energético, 20(2), 65-73. https://doi.org/10.18273/revfue.v20n2-2022006
1. Introdução
O petróleo é a principal matéria prima para a geração de energia mundial e quando analisada a produção de petróleo nos últimos anos, é observado que existe um incremento na demanda desse commodity [1], sendo assim, é possível observar que o consumo energético do mundo está atrelado ao aumento da produção de petróleo, consequentemente, é necessário que a indústria do petróleo incremente o fator de recuperação de óleo. Diante disto, a produção e incremento de fator de recuperação pode ser classificado em três, segundo as características do reservatório e dos fluidos que se encontram nele [2].
Figura 1 - Resumo dos Métodos de Produção e recuperação.
Fonte: Os autores.
Na produção primaria, os reservatórios apresentam energia necessária e de forma natural para fazer com que os fluidos sejam deslocados até o poco. Neste caso a Pwf (pressão de fundo de poco) é suficiente para que os fluidos sejam elevados através da surgência, todavia, a recuperação secundaria não oferece energia suficiente para produzir os fluidos, isto significa que há necessidade de injetar água e/ou gás para acrescentar ou manter a pressão de reservatório para incrementar o fator de recuperação; e por último, a recuperação terciaria ou recuperação avançada de petróleo (EOR pelas suas iniciais na língua inglesa) planteia a injeção de sustâncias para modificar quimicamente o óleo e, consequentemente, incrementar o fator de recuperação do reservatório [2,20].
Diante disto, existem diversos métodos EOR e os que mais se destacam são: a recuperação química de petróleo (CEOR), recuperação térmica de petróleo (TEOR), recuperação de petróleo usando microrganismos (MEOR) e a recuperação de petróleo através da injeção de gases miscíveis ou imiscíveis. Contudo, é necessário estudar qual o melhor método de recuperação melhorada, tendo em vista a viabilidade técnica e financeira, visando a rentabilidade da companhia para um determinado campo no qual o método será aplicado [3-5].
Por outra parte, uma das maiores preocupações que se tem atualmente é em relação aos gases contaminantes gerados pela atividade humana, levando em conta, que a emissão de gases como o CO2, CH4 e NOx são altamente prejudiciais para a humanidade e contribui, exacerbadamente, para o processo de mudanças climáticas. Cerca de um terço de todas as emissões de CO2 da atividade humana vêm de combustíveis fósseis usados para gerar eletricidade, e cada usina pode emitir milhões de toneladas de CO2 a cada ano [7,8]. Diante disto, é necessário mitigar o impacto da emissão de CO2, por isto, na indústria do petróleo se tem usado como alternativa, uma solução interessante como é a captura, transporte e, posteriormente, a injeção de CO2 nos reservatórios de petróleo [9,10].
A injeção de CO2 divide-se em dois, a injeção miscível e a injeção imiscível, sendo a miscível a mais comum, neste tipo de recuperação é necessário ajustar e conhecer a pressão de miscibilidade, sendo a pressão mínima de miscibilidade (PMM) um fator importante para o processo. É importante clarificar que, quando a pressão do reservatório está acima da PPM, a miscibilidade entre o CO2 e o óleo do reservatório pode ser obtido com o tempo, a medida em que ocorre o deslocamento. Os hidrocarbonetos de peso molecular médio e alto do reservatório vaporizam-se no CO2 injetado e se dissolve no óleo (processo de impulsão por gás de vaporização) e parte do CO2 injetado é dissolvido no óleo (processo de impulsão por gás de condensação) [11].
Esta transferência de massa entre o óleo cru e o CO2 permite que as duas fases sejam completamente miscíveis sem nenhuma interfase e isto contribuirá para o desenvolvimento de uma zona de transição que é miscível com os dois fluidos, como pode ser observado na Figura 2 [12,13]. Perante o exposto, existem diferentes metodologias para avaliar a eficiência do processo de recuperação avançada, entre os quais se encontram os métodos numéricos computacionais e os métodos analíticos. Dentre os métodos analíticos, o que mais se destaca é o método de Koval e ele consiste na interpretação da produção de petróleo em escala, mediante o deslocamento miscível pela injeção de um dissolvente. A explicação física do fenômeno é dada pela razão de mobilidade e a heterogeneidade do reservatório, simplificando os cálculos de recuperação avançada de petróleo ao transformar o reservatório original em um reservatório com capas totalmente uniformes, em equilíbrio vertical e um deslocamento similar ao de um pistão, empregando as capacidades de armazenamento e fluxo [14,15].
A razão deste trabalho é verificar a possibilidade de incremento da produção de petróleo em reservatórios maduros por meio da injeção de gás, ocasionando na redução de emissões de CO2 na atmosfera. Esta aplicação teria impactos positivos pois está relacionada à possibilidade de extração do óleo remanescente no reservatório, estendendo o período de uso do projeto, o que acarretaria na ampliação dos benefícios econômicos e sociais, por conseguinte, melhoraria a qualidade do meio ambiente uma vez que iria diminuir as emissões de dióxido de carbono na atmosfera, reduzindo o efeito estufa.
2. Metodología
Esse trabalho é desenvolvido tendo em conta como base de investigação o método Koval combinado com o modelo de capacitância/resistência onde a análise é feita sobre um campo completo com só um volume de controle (CRMT) que inclui o modelo de fluxo fracionado. A partir do CRMT, a contribuição da injeção em cada poço produtor pode ser caracterizada e para estimar o volume poroso (Vp) injetado em um core, usa-se o modelo de Koval. Por outro lado, o enfoque de Koval prediz o corte de água e, por esse motivo, a produção de petróleo para o CRMT pode ser separada, podendo ser utilizada para otimizar a taxa de petróleo. A Equação 1 evidencia o modelo usado para determinar a injeção em um determinado intervalo de tempo.
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(1) |
Além disso, parâmetro essencial especificado na Equação 3, é o fator de Koval (Kv) que combina
a relação de viscosidade efetiva e o efeito da heterogeneidade.
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(3) |
Figura 2. Zona de transição de fluidos miscíveis num reservatório de petróleo (Modificado de Verma, 2015).
Deste modo, o fator de Koval descreve a heterogeneidade do reservatório e o contraste do modelo fluido-viscosidade em um deslocamento miscível no estado instável.
A metodologia descreve o fenômeno de conificação a partir do fator do contraste de viscosidade (E) mostrada na Equação 2 e o efeito da heterogeneidade do reservatório (Hk). A relação da viscosidade efetiva (E) deve levar em conta a mistura local e o fator de heterogeneidade Hk, que corrige a relação da viscosidade para a heterogeneidade local do meio [14].
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(2) |
Por outra parte, a equação paramétrica permite utilizar o foco do desse método para a coincidência histórica nas quais os parâmetros (Koval e o Vp) são estimados. Quanto maior é o Kv, maiores serão os efeitos da heterogeneidade e/ou a viscosidade que irão a prejudicar o deslocamento do fluido Eq. 4 [13]. Em concordância com todo a explicação anterior, foi selecionado o modelo analítico de Koval para estimar a recuperação de petróleo obtida implementando a injeção de CO2 miscível, portanto, é fundamental controlar o fenômeno de Interdigitação altamente viscosa para ter um deslocamento eficiente e não produzir por um tempo prolongado óleo e solvente, priorizando sempre a produção de petróleo cru.
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(4) |
Para conseguir aplicar EOR com CO2, deve-se conhecer o recurso de petróleo objetivo (quantidade de petróleo que fica no reservatório depois do esgotamento da recuperação através dos processos primários e secundários); o deslocamento miscível é susceptível aos problemas com derivação de fluido (deslocamento de perfil desigual), o que pode conduzir a um avanço do solvente e a uma baixa eficiência de deslocamento do óleo [15]. Assim, a seguir, na Tabela 1 e Tabela 2, encontram-se os dados sintéticos para a análise neste trabalho. Desta maneira, foram utilizados os dados descritos nessas tabelas para a análise do fator de recuperação incremental com o método Koval.
Tabela 1. Dados Sintéticos de Produção
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Datos sintéticos |
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Fluxo de CO2 injetado (BSPD) |
17535,2 |
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Fluxo de Água Injetada (BWPD) |
15248 |
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Viscosidade do óleo Cru ( (cP) |
1,2 |
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Viscosidade da Água ((cP) |
0,318 |
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Viscosidade do ( (cP) |
0,05094 |
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Fator volumétrico do petróleo ((bblR/bblS) |
1,32 |
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Fator volumétrico da água ( (bblR/bblS) |
1 |
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da bibliografia.
Tabela 2. Dados sintéticos de propriedades do reservatório.
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Propiedades do reservatorio |
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Permeabilidade k(mD) |
8.6 |
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Espessor h (ft) |
360.892 |
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Pressão do reservatório (psi) |
8325 |
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Pressão de de fundo de poço Pwf (psi) |
7760 |
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Grau APIº |
21 |
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Temperatura do reservatório (Fº) |
173.48 |
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Compressibilidade da Rocha (Cf) () |
3.98x |
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Saturação de petróleo inicial So |
1.8 |
Fonte: Modificado de Guerrero Martin, C. A.
(IMA / UFRJ. (2018). Estimativa da Precipitação de Asfaltenos sob Condições de Reservatório a partir de Ensaios na Pressão Atmosférica Usando Aditivos para Aumentar a Produção de Petróleo. p 96 [16].
3. Resultados e Discussões.
O ajuste do modelo Koval é, em especial, descrito em gráficos, sendo necessário uma análise breve para a determinação do possível volume poroso e valores do fator Koval. Para haver a determinação da fração de dióxido de carbono produzida por cada relação injetor-produtor, com base no modelo de Koval, deve-se primeiro determinar as constantes de Koval para cada par e isso é efetuado quando se leva em consideração o valor de heterogeneidade encontrado no ajuste histórico (HK) e o valor da razão de viscosidade efetiva (E).
Tendo em vista a análise dos dados obtidos com o modelo de Koval e, levando em conta os resultados evidenciados nas Figuras 3, 4, 5 e 6, é possível desenvolver as seguintes considerações: para se fazer uma validação correta do método de avaliação da injeção de CO2, que possua menos erros associados ao ajustamento histórico, recomenda-se fazer uma seleção do conjunto de dados sintéticos consistentes e coerentes em termos de produção total de fluidos, ou seja, uma correlação mais precisa do corte da água [16-18].
O processo de ajuste histórico de óleo e água no método de Koval, é desenvolvido com o objetivo de encontrar o fator Koval de ajuste, onde a partir dele é possível encontrar um valor para a heterogeneidade, que será constante durante a previsão e permitirá determinar os fatores Koval, levando à estimativa do fluxo de petróleo produzido, devido ao processo de injeção instável e isto serve para validar se esta metodologia é aplicável em um estudo de caso real, como é possível observar nas figuras 3 e 4.
É possível, também, analisar (Fig. 5) que o cenário de injeção atinge um aumento na proporção de óleo produzido em relação ao caso base, o que cumpre a teoria de injeção de dióxido de carbono, que implica em dizer que esse processo de injeção ocasiona no aumento do óleo produzido. [13,22]
Na figura 4, observa-se que a produção total calculada é mais linearizada enquanto a produção sintética possui picos de baixo no ano de 2018 e pico de alta no ano de 2020/2021 e isso se deve ao fato do erro na estimação da produção de fluidos pelo modelo CMRT e pela seleção de dados sintéticos correlacionados.
Como pode ser evidenciado nas figuras 5 e 6, o ajustamento histórico foi realizado de 2016 para 2024, com um erro de 354,5 BPD de fluidos totais, e a previsão foi realizada até 2036 para os dois cenários. Os resultados durante esse período com o modelo de injeção de CO2 produziram uma produção incremental de óleo de 3865,543 BO sobre o cenário de injeção de água, o que comprova a maior efetividade da injeção de CO2 [19,20]. O que descreve isso são os processos de deslocamento miscível que são caracterizados pela dedilhação de solvente no óleo, sendo ele provocado pelas diferenças de viscosidade. Esse efeito prevê a recuperação e o corte de solventes em função dos volumes porosos de solventes injetados.
Diante do exposto, a heterogeneidade do reservatório calculada foi de 15,37, este parâmetro indica que a conectividade entre o poço que simula todos os injetores e o poço que representa os produtores é reduzida, ou seja, a injeção do fluido em deslocamento se reflete em menor medida nos poços produtores, sendo assim, a relação entre a permeabilidade efetiva e a porosidade no volume de controle não é ótima. De acordo com Koval, existem algumas evidências que apontam para uma relação entre o fator heterogeneidade e a variação de permeabilidade Dykstra-Parsons, e assa relação faz previsão de desempenho paras processos de movimento miscíveis em possíveis reservatórios, o que demostra concordância com a teoria para os dados correlacionados (Fig. 3 e Fig. 5) [21,23].
O método do fator Koval prediz, de maneira satisfatória, a interação heterogênea em dedilhamento de viscosidade usando o produto do fator de heterogeneidade e a razão de viscosidade efetiva [24,28].
Figura 3 - Comportamento do fator Koval
Fonte: Os autores.
Figura 4 - Erro na estimação da produção de fluidos pelo modelo CMRT.’
Fonte: Os autores.
Figura 5 - Produção de petróleo.
Fonte: Os autores.
Figura 6 - Vazão de petróleo vs Tempo.
Fonte: Os autores.
4. Considerações Finais
O CO2 desestabiliza o petróleo bruto e, por conseguinte, precipita os asfaltenos, então se torna necessário verificar a composição deste óleo através de uma análise SARA (saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos) adequada antes de tomar a decisão de utilizar o método e, assim, evitar um grande inconveniente, despesas e dano à formação.
A injeção de dióxido de carbono como uma recuperação melhorada, é um método que pode tornar-se uma alternativa atraente, graças aos benefícios ambientais que traz, pois, este gás pode ser armazenado no reservatório, durante e após a produção, dando-lhe uma utilização adequada, reduzindo a sua quantidade na atmosfera.
Para reduzir o erro no ajuste histórico através do modelo de capacidades resistivas, é aconselhável aplicar o modelo CRMIP, que considera as relações injetor-produtor separadamente para determinar a conectividade dos poços e a heterogeneidade de cada volume de controle, obtendo um fluxo total de fluidos e fracções de água e óleo mais precisos. Além disso, isto permite um cálculo que tem em conta os períodos não produtivos dos poços, bem como a sua respectiva análise, conseguindo considerar o fator de redistribuição dos fluidos de fundo de poço.
O modelo de fluxo fracionário Koval é capaz de determinar o corte de água dos poços e, assim, determinar as vazões de óleo e água utilizando apenas dados de produção do campo, este modelo reduz a precisão de seus resultados quando aplicado a campos com alta produção de água, obtendo uma melhor performance quando o corte de água é inferior a aproximadamente 0.5.
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