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A UTILIZAÇÃO DE CO2 PARA ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)

Maria Teresa Ribeiro, Directora E&P

www.partex-oilgas.com

Conferência Armazenamento de CO2 no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – Oportunidade na CPLP, Lisboa 19-20 Set-2013

Introdução

Desenvolvimento de Reservatórios Recuperação Primária

Recuperação Secundária

Recuperação Terciária

Vantagens da Injeção de CO2

Aspectos a considerar num projecto de EOR-CO2

Riscos e precauções Conclusões

A Utilização de CO2 para EOR 2 Setembro 19, 2013

UTILIZAÇÃO DE CO2 PARA EOR

INTRODUÇÃO

A Injeção de CO2 para EOR tem sido aplicado desde o início da década de 1970 em muitos campos de petróleo onshore, principalmente no Texas, EUA, e no Canadá

O seu sucesso tem sido parcialmente devido à disponibilidade de CO2 de baixo custo proveniente de áreas próximas

Actualmente em todo o mundo estão em curso mais de 100 projetos comerciais de injecção de CO2 para EOR

Em novembro de 2009 no onshore de Abu-Dhabi (ADCO) teve início o primeiro projeto piloto de Injeção de CO2 para EOR no médio oriente

Neste momento na ADCO estão em fase de implementação de 2 projetos de injeção de CO2 para EOR em dois dos seus maiores campos. O início das operações está previsto para o final de 2015


EXEMPLO MÉDIO ORIENTE, UAE

Liquid CO2 Storage

Injection Pump

Heater

CO2 Generation Plant

Air

Diesel Power

Flow Meter

Booster Pump

1.5 MMscf/d

40 m

Prod Inj

40 m

Obs

600 bopd


Poços Produtores

Desenvolvimento de Reservatórios de Petróleo – Recuperação Primária • Depletação Natural • Artificial Lift

Fatores de recuperação geralmente abaixo dos 30%

DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (I)


Desenvolvimento de Reservatórios de Petróleo – Recuperação Secundária

Poços Injetores de Água Poços Injetores de Água

• Injeção de Água no Aquífero

Fatores de recuperação de 30 a 50%

DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-a)


Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo – Recuperação Secundária

Poços Injetores de Gás

• Injeção de Gás na Gas Cap

Fatores de recuperação de 30 a 50%

DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-b)


Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo – Recuperação Secundária

• Injeção de Fluidos na Oil Pool

• Water Alternating Gas - WAG Fatores de recuperação até 60%

• Injeção de Gás

• Injeção de Água Fatores de recuperação de 30 a 50%

DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (II-c)


• Químicos: Polímeros, Surfactantes, etc.

• Gás Miscível: Hydrocarbon Gas, N2, CO2

Fatores de recuperação até 80%

• Térmicos: Vapor de Água, Água Quente, Combustão

• Microbianos

Desenvolvimento de Reservatório de Petróleo – Recuperação Terciária • Enhaced Oil Recovery - EOR

As recuperações primária e secundária, recuperação convencional, têm por alvo o óleo móvel no reservatório. A recuperação terciária ou EOR, por seu lado, tenta chegar ao óleo “imóvel”; o que devido, e.g., às forças de capilaridade e viscosas, não pode ser produzida pelos métodos convencionais.

DESENVOLVIMENTO DE RESERVATÓRIOS (III)


INCREMENTO NA RECUPERAÇAO

WAG WACO2



VANTAGENS NA INJEÇÃO DE CO2

Manutenção da Pressão de Reservatório

Condições de pressão e temperatura de reservatório normalmente favoráveis à miscibilidade do CO2 com o óleo

Diminuição da viscosidade do óleo

Aumento do fator de recuperação

Minimizar o impacto de emissões de gases de efeito de estufa: Vantagens Ambientais Vantagens Financeiras (mercado do carbono)

Viscosidade do CO2 mais elevada que a do Hydrocarbon Gas

Efeito composicional: Swelling e vaporização


A CONSIDERAR NUM PROJECTO EOR – CO2

HSE

Seleção de Materiais

Corrosão

Deteção de Fugas (Leaks)

Transporte e Armazenamento

Monitorização

Asset Integrity

Inspeção e Manutenção

Compressão e Bombeamento

Desativação (Decommissioning)


TIPO DE FLUIDOS

Fluidos Injetados no Reservatório CO2 “Puro”, mais de 97%

Fluidos Produzidos à Cabeça do Poço

Hidrocarbonetos (Componentes Leves e Pesados)

Ácido Sulfídrico – H2S

Nitrogénio – N2

Dióxido de Carbono – CO2

Água – H2O


Primary Equipment Tubing SSSV Packer & Fluid Wetted Casing Cement Tail at CS (OH completions)

Upper Completion: • Metallurgy: CS/ CRA? • Cement: latex based? • Elastomers

Wellhead

Caprock

Reservoir

Injector Producer

Interactions - ‘scCO2 both a solvent and a catalyst’

Near WB

Observer

INPUTS Dry C02 Water?

Contaminants Tracers

Hydrates?

OUTPUTS Oil

Gas Water

Wet C02 H2S

Asphaltene Paraffin

Precipitates & Deposits Tracers

Near WB

‘Clean’

‘Dirty’

~ 4560 psi @ ~ 130C

3000psi >35C < 100C



Corrosão

A corrosão pode ocorrer quando a água livre entra em contato direto com o material das pipelines agindo como um eletrólito ou ao reagir com o CO2 formando ácido carbónico

Para minimizar os efeitos da corrosão são utilizados materiais específicos para este tipo de ambientes Corrosion Resist Alloy (CRAs)

Os CRAs requerem a utilização de compostos nobres e caros tais como: crómio, manganês, níquel e molibdénio

Desidratação

Os diferentes estádios de remoção de água requerem um controle mais apertado sobre a composição da água que o dos processos tradicionais de injeção de hydrocarbon gas, para evitar a corrosão

RISCOS E PRECAUÇÕES (I)


Despressurização (mudança de fase dentro de tubos, válvulas, cabeças de poço)

Brittle Factor - a seleção do material deve ter em consideração a expansão do CO2, injetado a temperaturas muito baixas, caso contrário o material poderá “rachar”

Formação de hidratos - pode causar sérios problemas em bobinas e válvulas, onde a pressão é reduzida repentinamente o que poderá dar origem a entupimento de condutas e consequentemente, a problemas de funcionamento e de segurança graves

RISCOS E PRECAUÇÕES (II)


Compressão para Reinjeção Filosofia de concepção adequada para controlar, em cada fase de compressão, a fase de CO2

HSE Treino de pessoal Áreas de Segurança Ventilação de CO2 (emergência) Resposta de emergência Mecanismos de detecção

Tecnologia adequada à separação CO2 - Fluido Produzido Ryan Holmes - Destilação criogénica MDEA - sistema de aminas Membranas permeáveis Metanol refrigerado – solvente físico

CONTROLO DO RISCO


CONCLUSÕES

Análise económica de projetos face à injeção de CO2:

Aumento do fator de recuperação vs. aumento no capex e opex do projeto com consequente variação do NPV

Comparação dos riscos de HSE vs. ganhos em termos ambientais

Peso das contrapartidas face às poupanças no mercado das emissões de carbono

É essencial a existência de fontes de CO2 próximas, que garantam um abastecimento contínuo e com o teor de pureza requerido


Obrigada

Referências • J. Salgado Gomes & F. Barata Alves, “O Universo da Industria Petrolífera - Da Pesquisa à Refinação”.

Edições da Fundação Calouste Gulbenkian – 2007 • Ivan Sandrea & Rafael Sandrea, “Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR

Technologies.”, Oil & Gas Journal – November 2007 • Sunil Kokal & Abdulaziz Al-kaabi, “Enhanced oil recovery: challenges & opportunities”, World Petroleum

Council: Official Publication 2010

www.partex-oilgas.com

20

L

G

S

Triple point

Critical point

200

Injection press

X

X

Temperature (deg C)

-20 35

Injection temp

Pressure (bar)

Dense Phase

DIAGRAMA PHASES CO2

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