ÓLEOS PESADOS NO BRASIL E NO MUNDO

1. 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

2. 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

3. 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.

4. 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

5. 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

6. 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

7. 2. Óleos pesados no mundo Canadá= óleo imóvel e portanto minerado

8. 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

9. 2. Óleos pesados no mundo Venezuela= o óleo é móvel

10. 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

11. 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

12. 3. Óleos pesados no Brasil Sergipe/Alagoas (UN-SEAL) Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

13. 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

14. 3. Óleos pesados no Brasil Rio Grande do Norte/Ceará (UN-RNCE) Fonte: Injeção de vapor na Petrobras, C. R. C. Holleben, 2004

15. 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

16. 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

17. 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

18. 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.

19. 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.

20. 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

21. 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

22. 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

23. 5. Novas tecnologias

24. Injeção cíclica:

25. Injeção contínua:

26. 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

27. SAGD

28. 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)

29. 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

30. SAGD Alguns dados reportados na literatura: * Peace River = 0,1 a 0,18

31. 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

32. 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

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

34. 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

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

36. 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

37. 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

38. THAI Toe-to-Heel Air Injection

39. 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

40. 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

41. 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.