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ÓLEOS PESADOS NO BRASIL E NO MUNDO

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SEMINÁRIOS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL. ÓLEOS PESADOS NO BRASIL E NO MUNDO. Palestrante: Dr. José Romualdo D. Vidal Engenheiro de Petróleo Senior Local: NUPEG Data: 31/03/2006. Sumário. Definições O que é óleo pesado e qual a sua importância? O que é grau API do Petróleo?

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Presentation Transcript
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SEMINÁRIOS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

ÓLEOS PESADOS NO BRASIL E NO MUNDO

Palestrante: Dr. José Romualdo D. Vidal

Engenheiro de Petróleo Senior

Local: NUPEG

Data: 31/03/2006

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Sumário
  • Definições
  • O que é óleo pesado e qual a sua importância?
  • O que é grau API do Petróleo?
  • 2. Óleos pesados no mundo
  • 3. Óleos pesados no Brasil
  • 4. Desafios enfrentados na produção de óleos pesados
  • 5. Novas tecnologias
  • 6. Conclusões
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Definição
  • ÓLEO PESADO
  • Definição Geral:
  • Óleos pesados possuem alta viscosidade nas condições de reservatório e não fluem com facilidade.
  • Sua densidade API é inferior a 20º API, apresentando alto teor de enxofre, asfaltenos e de metais.
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Definição
  • GRAU API:
  • Indica a densidade dos produtos petrolíferos líquidos e é representado pela fórmula:

SP GR= SPECIFIC GRAVITY (Gravidade Específica)

a 60º F e 1 atm

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1. Definições particularizadas de óleo pesado e extra-pesado

- Governo do Canadá: <27,5ºAPI = óleo pesado

- ANP: <22ºAPI = óleo pesado

<10ºAPI = óleo extra-pesado

- mais comum: <20ºAPI= óleo pesado

- Petrobras offshore: <19ºAPI, res> 10 cP = óleo pesado

<14ºAPI, res>100 cP = óleo extra-pesado

- Nos campos de terra da Petrobras, normalmente

ºAPI<18 e res>500 cP = óleo pesado

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2. Óleos pesados no mundo

1.7 Tri bbl óleo extra-pesado e betume

2 Tri bbl óleo convencional no mundo

1.2 Tri bbl óleo extra-pesado e betume

0,85 Tri bbl óleo convencional no mundo já consumido

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2. Óleos pesados no mundo

Canadá= óleo imóvel e portanto minerado

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2. Óleos pesados no mundo

Canadá

- óleos extra-pesados e betume (°API de 8 a 12)

- baixas temperaturas no reservatório (10 a 15°C)

- óleores > 10,000 cP, podendo chegar a 5,000,000 cP (imóvel)

- areias homogêneas inconsolidadas (wormholes)

- altas permeabilidades (1 a 10 D)

- processos mais utilizados*:

- mineração (60%)

- produção a frio (13%)

- injeção de vapor (27%)

* Fonte: L. B. Cunha, “Recent In-Situ Oil-Recovery Technologies for Heavy-Oil Fields”,

IX LACPEC, Rio de Janeiro, 2005, SPE 94986

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2. Óleos pesados no mundo

Venezuela= o óleo é móvel

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2. Óleos pesados no mundo

Venezuela

- óleos extra-pesados e betume (°API de 8 a 12)

- temperaturas moderadas no reservatório (40 a 50°C)

- óleores > 1,000 cP

- areias inconsolidadas, altas permeabilidades (1 a 15 D)

- reservatórios complexos (Faja)

- processos mais utilizados:

- produção a frio

- injeção de vapor

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3. Óleos pesados no Brasil

Adaptado de: The Challenge of Improved oil Recovery in Brazilian Onshore and Offshore Fields.

F. S. Shecaira, Brazil-Canada Heavy Oil Workshop, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Sergipe/Alagoas (UN-SEAL)

Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Sergipe/Alagoas (UN-SEAL)

  • viscosidade óleo morto: 500cP a 3000cP
  • permeabilidade média : 200 a 2000 mD
  • 27 geradores de vapor
  • - capacidade total de 7600 ton/d
  • principalmente injeção contínua, com eventuais injeções cíclicas
  • qualidade do vapor = 75% (saída do GV)
  • 52 injetores de vapor
  • produção média de óleo por vapor: 730 m3/d
  • razão vapor/óleo (SOR): 6,7
  • RAO: 6,5 m3/m3

Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Rio Grande do Norte/Ceará (UN-RNCE)

Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Rio Grande do Norte/Ceará (UN-RNCE)

  • viscosidade do óleo no reservatório: 1000cP
  • permeabilidade média: 1000 mD
  • 24 geradores de vapor
  • - capacidade total de 8400 ton/d
  • injeção cíclica, com pilotos de injeção contínua
  • grande projeto de injeção contínua (Termo Açu)
  • qualidade do vapor: 75 a 80% (saída do GV)
  • 1480 injetores de vapor
  • 1750 produtores
  • SOR: 4 a 5
  • RAO: 10 a 30 m3/m3

Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Espírito Santo (UN-ES)

Fonte: Soluções de elevação para

óleos pesados, R. C. Faria e

G. M. dos Santos, 2004

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3. Óleos pesados no Brasil

Espírito Santo (UN-ES)

  • viscosidade do óleo no res: 500 a 10000cP
  • permeabilidade média: 100 to 2000 mD
  • 3 geradores de vapor (2 mais em compra)
  • - capacidade total 1000 ton/d
  • injeção cíclica
  • qualidade do vapor: 80 a 85% (saída do GV)
  • principal campo é Fazenda Alegre - FAL
  • SOR: 1(FAL) to 5
  • RAO: 0 to 5 m3/m3

Fonte: Injeção de vapor na Petrobras,

C. R. C. Holleben, 2004

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4. Desafios:
  • Reservatórios de óleos pesados geralmente apresentam baixa energia e baixa produtividade.
  • Estas características fazem da recuperação do petróleo pesado um desafio importante, embora o volume das suas reservas justifique uma cuidadosa pesquisa.
  • Por exemplo, o Canadá e a Venezuela possuem reservas de óleos pesados para mais de 40 anos de consumo nos níveis atuais.
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4. Desafios
  • Uma razão a mais para o interesse que os óleos pesados despertam é a dificuldade de se atingir a sua explotação em bases econômicas, o que sugere a necessidade de maior pesquisa e de mais experimentações.
  • A recuperação térmica, particularmente a injeção de vapor, tem sido um sucesso, considerando que o calor reduz a viscosidade de óleo, facilitando o seu deslocamento de forma significativa, embora o seu emprego restrito aos reservatórios em terra, particularmente os arenitos relativamente rasos, espessos e permeáveis.
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4. Desafios
  • Aumentar o FR:
  • - a frio: 5 a 10%
  • - injeção cíclica de vapor: 20%
  • - injeção contínua de vapor: 25 a 30%
  • Melhorar economicidade do vapor:
  • - aumentar a ROV dos processos
  • - melhoria do varrido na injeção contínua de vapor
  • - reduzir os custos de geração do vapor
  • Diminuir manipulação de água
  • - tratamento é caro
  • - problemas ambientais
  • - altos BSW
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4. Desafios
  • Projeto de poços
  • - produção de areia - reservatórios freáveis
  • - isolamento da coluna
  • - colapso de “liner“
  • - zonas de sal
  • - cimento resistente a altas temperaturas
  • - distribuição uniforme de vapor em poços horizontais
  • Operação:
  • - controle da qualidade do vapor
  • - melhoria da distribuição de vapor (minimizar perdas)
  • - injetividade do vapor
  • - produção de emulsões
  • - acompanhamento da produção (vazões, RGO)
  • Reservatórios delgados não são propícios para a injeção de vapor
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4. Desafios
  • Reservatórios não adequados para o vapor
  • - camadas delgadas
  • - grandes profundidades
  • - alta pressão original e baixa produtividade
  • Simulação numérica:
  • - modelagem de fluidos adequada
  • - adequada representação do reservatório
  • - curva de Krel
  • - longos históricos de produção
  • - longos tempos computacionais
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5. Novas tecnologias

Tecnologias já consolidadas:

injeção cíclica de vapor → FR = 20%

injeção contínua de vapor → FR = 25 a 30%

Novas tecnologias: FR = 60 a 80%

SAGD

VAPEX

ES-SAGD

THAI

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SAGD
  • primeira proposta em 1979 pelo Dr. Butler - ESSO
  • desenvolvimento: Dr. Butler, Univ. Calgary
  • 1ª aplicação de campo do SAGD:
  • Underground Test Facility, Alberta, 1985
  • atualmente, cerca de 20 projetos no Canadá
  • - EnCana (Senlac, Christina Lake, Foster Creek)
  • - CNRL (Tangleflags e Primrose)
  • - Husky (Lloydmynster, Tucker Lake, Pikes Peak)
  • - JCOS (Hangingstone)
  • - Conoco Philips (Surmont)
  • - Petro Canada (McKay River)
  • - Suncor (Firebag)
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SAGD

Particularidades:

  • principal mecanismo é drenagem gravitacional
  • vazões de produção são baixas: longos poços horizontais
  • procedimento de partida inclui fase de pré-aquecimento
  • BHP do produtor é mantida alta, p/ garantir subsaturação
  • do vapor e evitar canalização
  • a formação e expansão da câmara de vapor é essencial
  • - homogeneidade
  • - ausência de área depletada
  • - controle da pressão de operação
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SAGD

Alguns dados reportados na literatura:

* Peace River = 0,1 a 0,18

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SAGD

Variações do SAGD

  • “Single Well SAGD”
  • - boa produção inicial
  • - vapor rapidamente
  • encontra caminho da
  • ponta para o calcanhar
  • do poço
  • configuração em W
  • - mais indicado quando o óleo é móvel
  • - testado em campo (Primrose)
  • - segundo Univ. Calgary, menos eficiente
  • que SAGD clássico
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SAGD
  • Melhorias buscadas para o processo SAGD:
  • minimizar SOR
  • minimizar manipulação de água
  • melhor configuração de poços
  • melhor estratégia de partida
  • garantir fluxo uniforme no poço horizontal
  • campos com RGO moderados
  • otimizar sistemas de elevação
  • otimizar pressão de operação da câmara de vapor
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VAPEX

Vapour Extraction: em vez do vapor, injeta-se solventes no poço (gases) que precipita o asfalteno, tornando o petróleo mais leve

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VAPEX
  • primeira proposta em 1993 pelo Dr. Butler – Univ. Calgary
  • desenvolvimento: Dr. Butler e Dr. Maini, Univ. Calgary
  • in situ upgrading: solvente precipita asfaltenos e óleo
  • mobilizado é mais leve
  • 2 pilotos de campo:
  • - Foster Creek – EnCana
  • - Dover – Devon
  • muitos trabalhos de laboratório, pouca informação sobre pilotos
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ES-SAGD

Expanding Solvent SAGD: faz-se a injeção do vapor + solvente

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ES-SAGD
  • proposta surge na necessidade de melhoria do SAGD
  • desenvolvimento: Univ. Calgary, ARC
  • 4 pilotos de campo:
  • - Senlac – EnCana
  • - Christina Lake – EnCana
  • - Burnt Lake – Suncor
  • - Firebag – Suncor (em planejamento)
  • muitos trabalhos de laboratório, pouca informação sobre pilotos
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VAPEX/ES-SAGD

Expandir solvente/SAGD

Principais desafios:

  • melhor compreensão sobre os mecanismos envolvidos (dispersão,
  • difusão, destilação, modelagem matemática, etc.)
  • minimizar perda de solvente
  • balanço econômico: economia de vapor paga o solvente?
  • validação dos processos em campo
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THAI

Toe-to-Heel Air Injection

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THAI
  • desenvolvido inicialmente e patenteado pelo PRI – Petroleum
  • Recovery Institute (Canadá)
  • posteriormente, patente adquirida pela Petrobank
  • estudos de laboratório (Univ. Bath) e de simulação numérica
  • (Petrobank) mostram bons resultados
  • 1 pilotos de campo em construção: White Sands – Petrobank
  • é um processo de drenagem gravitacional
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THAI

PRÓSCONTRAS

  • não necessita de água
  • combustível queimado é o próprio óleo (barato)
  • problema de direcionamento da frente de avanço é solucionado
  • pode ser aplicado em óleos altamente viscosos
  • upgrade do óleo
  • informações sobre o processo são adquiridas continuamente através de sensores no produtor
  • risco de produção de oxigênio (formação de mistura explosiva)
  • geração de gás com alto teor de CO2 (corrosão)
  • altas temperaturas no poço produtor
  • controle das vazões de injeção e produção são essenciais
  • heterogeneidades podem ter grande impacto
  • necessita de validação em campo
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6. Conclusões
  • Os volumes in place de óleo pesado e extra-pesado no mundo
  • são enormes e sua produção é um desafio.
  • A Petrobras vem desenvolvendo diversos campos de óleos pesados
  • em terra. A produção destes campos é baseada principalmente na
  • injeção de vapor cíclica e contínua.
  • Novas tecnologias estão sendo continuamente testadas, em
  • laboratório e em campo, com o objetivo de se aumentar o fator de
  • recuperação dos campos, melhorar a economicidade de processos
  • com vapor, minimizar a utilização de água e reduzir custos.
  • A Petrobras acompanha e avalia estas novas tecnologias,
  • adaptando-as à realidade dos reservatórios brasileiros.
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