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UNIVERSIDADE POTIGUAR – UnP PRÓ-REITORIA DE PESQUISA
E PÓS-GRADUAÇÃO PROGRAMA DE MESTRADO PROFISSIONAL EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO E GÁS
EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA
MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE
EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE
VAPOR (GV)
NATAL – RN
2014
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EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA
MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE
EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE
VAPOR (GV)
Dissertação apresentada à Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Potiguar em cumprimento às exigências para a obtenção do grau de mestre em Engenharia de Petróleo e Gás. Orientador: Prof. Dr. Carlos Enrique de Medeiros Jerônimo. Co-Orientador: Prof. Dr. Francisco Wendell B. Lopes
NATAL – RN
2014
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EVANILDO VICENTE DE OLIVEIRA
MODELO MATEMÁTICO DA EFICIÊNCIA E GERAÇÃO DE
EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA DE UM GERADOR DE
VAPOR (GV)
Dissertação apresentada à Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Potiguar em cumprimento às exigências para a obtenção do grau de mestre em Engenharia de Petróleo e Gás.
Aprovado em:____/____/_____.
BANCA EXAMINADORA
_________________________________________
Prof. Dr. Carlos Enrique de Medeiros Jerônimo Orientador
Universidade Potiguar – UnP
_____________________________________
Prof. Francisco Wendell B. Lopes. Examinador Interno
Universidade Potiguar – UnP
_____________________________________
Prof. Samyr Silva Bezerra Jácome Examinador Externo
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN
4
Dedico esse trabalho a minha família, em especial aos meus pais, que com amor me deram uma educação que norteou os meus passos para o caminho da felicidade.
5
AGRADECIMENTOS
Durante todos os momentos da minha vida, sempre precisei de apoio, e, graças ao meu bom Deus, sempre tive alguém ao meu lado que estivesse disposto a me ajudar. Isso de fato ocorreu em todas as fases da minha vida, desde a infância até os dias atuais.
Aproveito esse momento, tão especial, para agradecer a todos aqueles que
fizeram parte da minha trajetória. A princípio, a Deus, pois sem Ele nada disso seria possível, e ao meu pai
Antônio Vicente Ferreira, que já não está entre nós, mas deixou muitas saudades. Aos amigos João Marcos, Paulo Henrique e Rodrigo Galvão pela contribuição
dada ao meu trabalho. Ao meu orientador Carlos Enrique, pelo enorme apoio e pelo incentivo dado
durante todo o desenvolvimento dessa tarefa. Aos professores Franklin e Max, pela atenção e ajuda dada na parte burocrática
desse processo. Aos professores do Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo
e Gás, pelo carinho e apoio. Aos meus amigos Albérico Canário e Eduardo Soeiro, por me ajudarem em
momentos críticos do processo. À minha esposa Danielle, por estar ao meu lado em todos os momentos da
minha vida. Um agradecimento especial a Antônia Medeiros, minha amada mãe, por ser a
primeira pessoa a acreditar no meu sucesso. Enfim, A todos que de uma forma ou de outra contribuíram para a realização
desse sonho.
6
SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 15
1.1 Objetivo Geral ..................................................................................................... 17
1.1.1 Objetivos Específicos.................................................................................... 17
2. REVISÃO DA LITERATURA ................................................................................. 18
2.1. Mecanismos de Produção .............................................................................. 18
2.1.1 Mecanismos de Gás em Solução .............................................................. 19
2.1.2 Mecanismos de Capa de Gás ................................................................... 20
2.1.3 Mecanismos de Influxo de Água ............................................................... 21
2.1.4 Mecanismo Combinado ............................................................................. 22
2.1.5 Segregação Gravitacional ......................................................................... 23
2.2 Métodos de Recuperação ................................................................................ 23
2.2.1 Recuperação Primária ............................................................................... 24
2.2.2 Métodos Convencionais de Recuperação ................................................. 24
2.3 Projetos de injeção .......................................................................................... 25
2.4 Reservas e Métodos de Recuperação ............................................................. 26
2.5 Métodos especiais de recuperação ................................................................. 27
2.5.1 Métodos Térmicos ........................................................................................ 28
2.5.2. Injeção de Fluidos Quentes ...................................................................... 29
2.5.3 Injeção de Água Quente ............................................................................ 31
2.5.4 Injeção Cíclica de Vapor ........................................................................... 31
2.5.5 Injeção Continua de Vapor ........................................................................ 34
2.6 Vapor ............................................................................................................... 38
2.6.1 Tipos de Vapor .......................................................................................... 39
2.6.2 Vapor saturado e Título de Vapor ............................................................. 39
2.6.3 Vapor Superaquecido ................................................................................ 40
2.7 Impactos Ambientais Provocados Pela Extração de Petróleo ...................... 40
2.8 Impactos Atmosféricos ................................................................................. 41
2.9 Protocolos de Estimativas ............................................................................ 45
2.9.1 Principais Objetivos do Programa Brasileiro GHG Protocol ...................... 47
3. ESTADO DA ARTE ............................................................................................... 49
4. MATERIAIS E MÉTODOS..................................................................................... 52
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES .......................................................................... 59
5.1. Modelo Matemático de Balanço Energético de Geradores de Vapor para Injeção em Campos de Petróleo. ........................................................................... 59
7
5.2 A Eficiência de Um Gerador de Vapor ............................................................. 59
5.3 Estimativa de Emissões ................................................................................... 68
6. CONCLUSÃO ........................................................................................................ 79
7. REFERÊNCIAS ..................................................................................................... 81
8
LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Reservatório com Mecanismo de Gás em Solução (Thomas, 2001). ........ 19
Figura 2 - Reservatório com mecanismo de capa de gás (Thomas, 2001). ................ 21
Figura 3 - Reservatório com mecanismo de influxo de água (Thomas, 2001) ............ 22
Figura 4 - Reservatório com mecanismo combinado (Thomas, 2001). ........................ 23
Figura 5 - Exemplo de esquema de injeção de malha .................................................... 26
Figura 6 - Comportamento da viscosidade do óleo em função da temperatura ......... 30
Figura 7 - Esquema da injeção cíclica de vapor. .............................................................. 33
Figura 8 - Vazão de óleo em função da quantidade de ciclos. ...................................... 34
Figura 9 - Esquema do mecanismo de injeção contínua de vapor. .............................. 35
Figura 10 - Representação de um gerador de vapor ....................................................... 52
Figura 11 - Modelo do Reservatório. .................................................................................. 54
Figura 12 - Tela de alimentação de dados para vapor saturado do SteamTab. ......... 55
Figura 13 - Entalpia do Vapor. ............................................................................................. 60
Figura 14 - Entalpia do Líquido na saída (Hl). .................................................................. 61
Figura 15 - Fluxograma de Blocos. ..................................................................................... 68
Figura 16 - Gráfico de geração de emissões: CH4, MPC, MPF, NO2 em kg por óleo produzido em m³. ................................................................................................................... 70
Figura 17 - Gráfico da geração de Emissões: TOC, VOC e SO2 em kg por produção do reservatório em m³. .......................................................................................................... 71
Figura 18 - Gráfico da geração de Emissões: CO2 em kg por produção do reservatório em m³. ............................................................................................................... 72
Figura 19 - Gráfico da geração de Emissões: CO2Eq em kg por produção do reservatório em m³. ............................................................................................................... 73
Figura 20 - Gráfico da geração de Emissões: CO em kg por produção do reservatório em m³. ...................................................................................................................................... 74
Figura 21 - Gráfico representativo de emissões para diferentes títulos, em porcentagem. .......................................................................................................................... 75
Figura 22 - Gráfico do volume de Óleo acumulado em relação aos meses. ............... 76
Figura 23 - Gráfico do volume produzido relacionado ao título. .................................... 77
Figura 24 - Fluxograma de Blocos ...................................................................................... 78
9
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Propriedades do Reservatório. ......................................................................... 56
Tabela 2 - Coeficiente de concentração de poluentes. ................................................... 57
Tabela 3 - Tabela representativa de coeficientes de uma equação linear e o coeficiente de determinação de cada equação para cada poluente. ............................ 77
10
Lista de Esquemas
Esquema 1 - Desenvolvimento de uma expressão para o cálculo do rendimento de um GV. ..................................................................................................................................... 64
Esquema 2 - Cálculo do rendimento. ................................................................................. 66
Esquema 3 - Cálculo do rendimento. ................................................................................. 67
11
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS
API
BTU
º C
CEBDS
CETESB
CH4
CMG
CO
CO2
CO2EQU
CONAMA
E&P
EUA
FGV
ºF
GEE
GRE
GV
H2S
IEA
IPCC
IPR
ISE
K
m
m3
MMA
Grau API do Óleo
British Thermal Unit (Unidade Térmica Britânica)
Graus Celsius
Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento
Sustentável
Companhia Ambiental do Estado de São Paulo
Metano
Computer Modelling Group
Monóxido de Carbono
Dióxido de Carbono
Dióxido de Carbono Equivalente
Conselho Nacional do Meio Ambiente
Extração e Produção
Estados Unidos da América
Fundação Getúlio Vargas
Graus Fahrenheit
Gases do Efeito Estufa
Global Reporting Initiative
Gerador de Vapor
Sulfeto de Hidrogênio
Índice de Emissão Atmosférica
Inflow Performace Relationship
Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas
Sustentabilidade Empresarial
Kelvin
Metro
Metro cúbico
Ministério do Meio Ambiente
12 MP
MPC
MPF
O3
ONGs
NOX
PCI
ROV
SEBRAE
SOx
STARS
TOC
VOC
WBCSD
WRI
Material Particulado
Material Particulado Condensado
Material Filtrável
Ozônio
Organizações Não Governamentais
Óxido de Nitrogênio
Poder Calorífico Inferior
Razão de Óleo Adicional
Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresa
Óxido de enxofre
Steam, Thermal and Advanced Processes Revervoir Simulator
Composto Orgânico Total
Composto Orgânico Volátil
World Business Council for Sustenteble Development
World Resources Institute
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RESUMO
A técnica de injeção de vapor é um método térmico de recuperação de petróleo e é
muito utilizada em reservatórios onde o processo convencional falhou, ou falharia caso
fosse empregado. Seu principal objetivo é aumentar a produtividade do reservatório.
O vapor utilizado em tal processo é produzido por um gerador de vapor (GV) que,
como qualquer outra máquina térmica, apresenta dissipação de energia e emite gases
do efeito estufa (GEE) durante o seu funcionamento. Variáveis envolvidas no processo
de geração de vapor, como PCI, vazão, pressão e temperatura podem ser alteradas
durante a produção de vapor e com isso percebe-se alterações nos valores da
eficiência do GV. Para mensurar tal eficiência, desenvolveu-se nesse trabalho um
modelo matemático capaz de quantificar rendimento, os níveis de qualidade do vapor
e as emissões atmosféricas geradas por um GV. Para quantificar os gases de efeito
estufa emitidos pelo GV durante o processo de geração de vapor, fez-se uso do
simulador STARS e da ferramenta GHG protocol. Com o modelo desenvolvido e
alterando as variáveis envolvidas no processo de geração de vapor, estudou-se as
principais situações de injeção de vapor, com isso percebeu-se que o mesmo
apresentou a capacidade de quantificar os diferentes valores de eficiências
proporcionando a possibilidade do GV produzir um vapor de melhor qualidade, ou
seja, um vapor de maior título, que, utilizado nos processos de recuperação de
petróleo, provoca um aumento na produção deste. O GHG Protocol combinado com
modelos matemáticos citados no trabalho e o simulador STARS demonstrou ser uma
ferramenta adequada para estudos comparativos, apresentando resultados lógicos e
aderentes a estudos semelhantes descritos na literatura.
Palavras-chaves: Injeção de vapor, eficiência de um GV, emissões atmosféricas
e o GHG Protocol.
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ABSTRACT
The technique of steam injection is a thermal oil recovery method and is widely used
in conventional reservoirs where the process failed, or would fail if employed. Its main
objective is to increase the productivity of the reservoir. Steam used in such a process
is produced by a steam generator (GV) like any other heat engine features dissipation
energy and emits greenhouse gas (GHG) emissions during operation. Variables
involved in the generation of steam, for example, PCI, flow, pressure and temperature
process may be altered during the production of steam and thus perceives changes in
the values of the efficiency of GV. To measure such efficiency, developed in this work,
making use of the simulator In Touch (Rockwell Software), a tool able to quantify
performance of GV. Furthermore, to quantify the greenhouse gases emitted by SGS
during steam generation, made use of the tool and simulator STARS GHG protocol.
With the developed tool and changing the variables involved in steam generation
process, we studied the main situations of steam injection, it was realized that it had
the ability to quantify the different values of efficiencies by providing the possibility of
GV produce a vapor of better quality, ie a higher vapor title that used in the processes
of recovery of oil causes an increase in oil production. The GHG Protocol combined
with mathematical models cited in the STARS simulator and proved to be a suitable
tool for comparative studies, presenting logical results and adhering to similar studies
in the literature.
Key words: Injection steam efficiency of a GV, air emissions and GHG Protocol.
15 1. INTRODUÇÃO No Brasil e no mundo existe uma busca incessante por áreas de exploração de
petróleo. Devido a isso, enormes quantidades de reservas de petróleo estão sendo
descobertas e outras já encontradas continuam sendo exploradas. Diversos tipos de
óleos leves, pesados, extrapesados e/ou betuminosa são encontrados nessas
reservas, que na maioria das vezes precisam de métodos especiais ou avançados de
recuperação para serem explorados.
Segundo Schlumberger (2007), no nosso planeta há reservas com cerca de
400 bilhões de barris de óleo pesado e areias betuminosas que não são extraídas por
métodos convencionais de produção de petróleo, por esse motivo, existe hoje uma
crescente aplicação das técnicas de recuperação avançada de petróleo. Os métodos
térmicos destacam-se entre os métodos avançados de recuperação, pois apresentam
maior sucesso em reservatórios que contém os tipos de óleos já citados. Dos métodos
térmicos, a injeção de vapor é o que mais se destaca nas suas mais variadas formas.
Essa técnica para óleos pesados e viscosos facilita a exploração, sabendo que para
sua extração é necessário aumentar a temperatura para que a viscosidade diminua e
a vazão aumente.
A técnica de injeção de vapor pode ser realizada de duas formas: cíclica ou
contínua; sendo estas, muitas vezes, aplicadas de forma alternada no mesmo
reservatório. A injeção cíclica é realizada, com muita frequência, pelo mesmo poço
produtor, enquanto no geral, a injeção contínua é aplicada em forma de malhas, com
poços injetores ao redor do poço produtor. As duas formas de injeção têm a mesma
influência física no reservatório, quando o vapor entra em contato com o óleo, o calor
transferido proporciona uma diminuição na viscosidade do óleo, aumentando sua
fluidez e melhorando o escoamento do mesmo pelo reservatório até o poço produtor.
O vapor usado nas técnicas de injeção é produzido por um equipamento
chamado Gerador de Vapor (GV) que funciona com uma pressão superior à
atmosférica, produzindo vapor a partir da energia térmica de uma fonte qualquer. Nele
existem vários acessórios que são usados para obter um maior rendimento térmico e
com maior segurança. No entanto, não existe um dispositivo capaz quantificar o
rendimento desse gerador quando se altera as variáveis envolvidas durante seu
funcionamento.
16 Além da eficiência energética e dos controles operacionais necessários a essa
atividade, é do conhecimento humano que existe também uma quantidade
considerável de impactos ambientais gerados pelo petróleo. Os impactos
atmosféricos, devido às emissões de poluentes, ocorrem desde a procura por jazidas
até o consumo dos produtos finais, muitas vezes, com consequências significativas
para o meio ambiente, de acordo com OLIVEIRA (2010). Devido à geração desses
impactos, ocorreu uma preocupação por parte de empresas – e até mesmo de alguns
países – com as consequências que isso podia acarretar. Consequências essas que
poderiam afetar o futuro do nosso planeta, de uma maneira negativa pelo fato de
gerar, em sua produção, componentes como o enxofre, que causa a chuva ácida.
Além dos danos causados na sua produção, o processo de refino e outros processos
feitos na indústria petrolífera geram vários outros tipos de contaminantes e poluentes
atmosféricos. No cenário atual, não se tem registros de estudos que mostram dados
de quanto de emissões atmosféricas são lançadas no ambiente por um gerador de
vapor durante o seu funcionamento para injeção de vapor em poços de petróleo.
Devido à ausência de um modelo matemático capaz de mensurar a eficiência de um
GV durante as alterações de variáveis envolvidas no processo de geração de vapor
e, além disso, por não existir registros de estudos de medidas de emissões
atmosféricas produzidas por um GV devido ao seu funcionamento nos processos de
produção de petróleo.
O atual trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de modelo matemático
capaz de quantificar os resultados de eficiência de um gerador de vapor e fazer o uso
de um modelo já validado através da ferramenta GHG Protocol, para calcular as
emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) gerados na produção de vapor. Sendo
analisado o efeito da qualidade do vapor produzido, mediante os diferentes patamares
de títulos recomendados para injeção de poços de petróleo. Com isso, faz-se uma
correlação entre a viabilidade ou não desse processo em relação à poluição do meio
ambiente e a produtividade de petróleo em função da eficiência e do título do vapor
obtido com a queima de maiores volumes de combustíveis fósseis.
17 1.1 Objetivo Geral
Desenvolver um modelo matemático para quantificar a eficiência, estimar o
título do vapor e utilizar o GHG Protocol para o cálculo das emissões de GEE gerados
na produção de vapor em um gerador de vapor convencional utilizado em campos de
petróleo terrestres, sobretudo, nos campos da bacia potiguar.
1.1.1 Objetivos Específicos
(a) Desenvolver um modelo matemático para, a partir das variáveis convencionais
de processo (Pressão, Temperatura e Vazão), estimar os patamares de qualidade do
vapor (título) e a eficiência energética dos equipamentos;
(b) Mensurar o efeito do título do vapor nas condições de produtividade dos
reservatórios de óleos ultraviscosos;
(c) Quantificar os níveis de emissões atmosféricas produzidos na fase de produção
de vapor;
(d) Correlacionar os efeitos do ganho de produtividade com o incremento do título
do vapor na injeção em campos de petróleo e sua relação com o aumento do nível de
emissões atmosféricas geradas.
18 2. REVISÃO DA LITERATURA
2.1. Mecanismos de Produção Para que possam ser produzidos, os fluidos contidos numa rocha-reservatório
devem ter à disposição uma certa quantidade de energia. Essa energia recebe o nome
de energia natural ou primária, ela é o resultado de todas as situações e circunstâncias
geológicas pelas quais as jazidas tiveram de passar para se formar completamente
(Albu, 1978).
Segundo Bianco (1995), é necessário que os fluidos estejam submetidos a uma
certa pressão, para que eles consigam vencer a dificuldade oferecida pelos canais
porosos, com suas tortuosidades e estrangulamentos.
Só ocorrerá produção se outro material preencher os espaços porosos
ocupados pelos fluidos produzidos. Basicamente, dois efeitos principais são os
responsáveis pela produção (Thomas, 2001),
a descompressão (que causa a expansão dos fluidos contidos no reservatório e contração do volume poroso); e o deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona de óleo por um aquífero). Ao conjunto de fatores que fazem desencadear esses efeitos dá-se o nome de Mecanismos de Produção de Reservatório.
Para Campos (1982), os principais mecanismos de produção de reservatórios
são classificados em três categorias: mecanismo de gás em solução, mecanismo de
capa de gás e mecanismo de influxo de água. Dois deles são mecanismos
exclusivamente de reservatório de óleo, são eles: mecanismo de gás em solução e o
mecanismo de capa de gás. Já o mecanismo de influxo de água pode ocorrer também
em reservatório de gás. Além disso, existe a manifestação do efeito da gravidade que
auxilia na peformance dos demais mecanismos, é o chamdo Mecanismo de
Segregação Gravitacional.
A seleção do mecanismo a ser utilizado vai ser feita a partir de uma observação
do comportamento do reservatório e da comparação desse comportamento com os
comportamentos característicos de cada mecanismo. Após essa observação, pode-
se estabelecer o mecanismo dominante do reservatório que encontra-se sob
investigação (Farah, 1989).
19 Existe o chamado Mecanismo Combinado. Nesse, mais de um tipo de
macanismo atua em conjunto no mesmo reservatório, sem que um prevaleça sobre o
outro.
2.1.1 Mecanismos de Gás em Solução Observando a Figura 1, percebe-se que o reservatório não está associado a
grandes massas de água ou de gás natural (Thomas, 2001).
Figura 1 - Reservatório com Mecanismo de Gás em Sol ução (Thomas, 2001).
Fonte: Thomas (2001).
Pelas características desse tipo de reservatório, é notável que o ambiente
externo não interfere na sua estrutura, ou seja, a energia disponível para a produção
se encontra na própria zona de óleo.
De acordo com Garcia (1997), a pressão interna do reservatório vai diminuindo
à medida que o óleo vai sendo produzido e, consequentemente, os fluidos lá contidos
se expandem. A diminuição da pressão provoca também redução nos volumes dos
poros em função da compressibilidade efetiva da formação. No decorrer dessa etapa,
a produção acontece, porque além da expansão dos fluidos, a capacidade de
armazenamento do recipiente que os contém diminui.
Sabe-se que o gás apresenta expansibilidade bem maior que os líquidos, e é
exatamente por isso que o óleo é deslocado para fora do meio poroso (Lima, 1992).
20
Devido à baixa compressibilidade dos fluidos e da formação, a pressão do
reservatório cai rapidamente até atingir a pressão de saturação do óleo. A partir daí
as reduções de pressão, ao invés de provocarem apenas expansão dos líquidos,
provocam também a vaporização das frações mais leves do óleo. Nesse ponto é que
efetivamente começa a atuar o mecanismo de gás em solução. Como o gás é muito
mais expansível que o líquido, é a sua expansão que desloca o líquido para fora do
meio poroso.
Ou seja, a produção se deve à expansão do gás que, a princípio, estava
dissolvido e que vai saindo da solução. Quanto maior a queda na pressão, maior a
quantidade de gás que se expande e mais líquido é deslocado.
Apesar de ser um excelente mecanismo de produção, ele não é perfeito, porque
à medida que a pressão cai mais hidrocarbonetos vão se vaporizando, e o que a
pricípio eram apenas bolhas dispersas no meio líquido, começa a aumentar até formar
uma fase contínua. Depois disso, o gás começa a fluir do meio poroso e ser produzido
em conjunto com o óleo. É exatamente isso que caracteriza o ponto fraco desse
mecanismo. É a expansão do gás que sai da solução que provoca a produção, se este
for produzido junto com o óleo, a energia do reservatório também vai escoar para fora
dele (Miura, 1988). Ou seja, a dificuldade do óleo em se movimentar só vai
aumentando.
Segundo Morrisson (1983), esse mecaismo apresenta baixas recuperações,
abaixo de 20% do valor original da jazida. O que provoca o abandono do reservatório,
mesmo que em seu interior exista uma quantidade de óleo significativa.
2.1.2 Mecanismos de Capa de Gás No reservatório, a mistura de hidrocarbonetos pode conter as fases líquidas e
de vapor em equilíbrio, isso vai depender das condições de temperatura e pressão do
reservatório (Thomas, 2001). A “capa de gás” é formada na parte superior do
reservatório, pois na fase vapor a densidade é menor.
A Figura 2 apresenta um esquema ilustrativo desse mecanismo.
21
Figura 2 - Reservatório com mecanismo de capa de gá s (Thomas, 2001).
Fonte: Thomas (2001).
Thomas (2001) descreve, de maneira minuciosa, o funcionamento desse
mecanismo; a zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma redução na
sua pressão devido à retirada de fluido. Essa queda de pressão se transmite para a
capa de gás, que se expande, penetrando gradativamente na zona de óleo. O gás da
capa vai ocupando espaços que anteriormente eram ocupados pelo óleo. Como o gás
tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão ocorre sem que haja queda
substancial da pressão.
A expectativa de recuperação nesse tipo de mecanismo fica em torno de 20%
e 30% do óleo originalmente existente na formação (Morrison, 1983).
2.1.3 Mecanismos de Influxo de Água
Nesse tipo de mecanismo, é preciso que uma grande quantidade de água
acumulada (aquífero) esteja em contato direto com hidrocarbonetos (óleo ou gás).
Tais aquíferos podem se encontrar subjacentes ou ligados lateralmente ao
reservatório (Nery, 1990). O contato direto entre o reservatório e o aquífero é condição
necessária para ocorrência desse mecanismo, pois só assim as alterações das
condições do reservatório provocarão alterações no aquífero e vice-versa.
A Figura 3 ilustra o esquema de um reservatório de óleo com água na sua parte
inferior.
22
Figura 3 - Reservatório com mecanismo de influxo de água (Thomas, 2001)
Fonte: Thomas (2001).
Para Lima (1992), o mecanismo em questão funciona da seguinte forma: com
a redução da pressão do reservatório causada pela produção, o aquífero responde
através da expansão da água nele contida e da redução de seu volume poroso. Com
o resultado, o espaço poroso do aquífero não é mais suficiente para conter toda a
água nele contida inicialmente. Haverá, portanto, uma invasão da zona de óleo pelo
volume de água excedente. Esse influxo de água vai deslocar o óleo para os poços
de produção, além de manter a pressão elevada na zona de óleo.
A recuperação nesse tipo de reservatório geralmente é muito elevada (de 30 a
40%), podendo atingir valores ainda maiores (70%) do óleo originalmente existente
(Farah, 1989).
2.1.4 Mecanismo Combinado
Esse mecanismo é uma combinação dos mecanismos já citados nesse
trabalho.
A Figura 4 mostra o esquema do mecanismo combinado.
23
Figura 4 - Reservatório com mecanismo combinado (Th omas, 2001).
Fonte: Thomas (2001).
2.1.5 Segregação Gravitacional
De acordo com Morrison (1983), a gravidade provoca um efeito positivo na
melhoria dos mecanismos de produção. Ela causa a segregação dos fluidos, que
tedem a se organizar no interior do reservatório de acordo com as suas densidades.
O mecanismo de gás em solução, por exemplo, pode ser melhorado devido à
segregação gravitacional. Nesse mecanismo, é comum o gás ser produzido junto com
o óleo. Entretanto, com a ação da gravidade sobre os fluidos, uma enorme porção do
gás que sai de solução migra para a parte mais alta da estrutura, fazendo surgir uma
capa gás secundária (Nery, 1990).
A segregação garvitacional pode, também, auxiliar um reservatório sujeito ao
mecanismo de influxo de água. Para Miura (1988), isso se deve à diferença de
densidade entre os fluidos envolvidos.
A diferença de densidade entre o óleo e a água faz com que essa, apesar de
estar se deslocando de baixo para cima, de uma maneira geral, permaneça sempre
atrás (abaixo) do óleo, sem ultrapassá-lo no seu deslocamento em direção aos poços
produtores.
2.2 Métodos de Recuperação
De acordo com Dutra (1987), não é possível recuperar completamente o
petróleo do interior dos reservatórios. Isso se deve à complexidade dos reservatórios
24 e às baixas eficiências dos mecanismos de recuperação. Eis, portanto, a necessidade
de se estudar e desenvolver metodologias que aumentem a extração do óleo residual.
Segundo Campos (1982), os métodos de recuperação são processos, que, de
uma forma geral, tentam interferir nas características dos reservatórios que favorecem
a retenção exagerada do óleo. O principal objetivo de tais processos é aumentar a
produtividade dos reservatórios em relação à produção que faz uso apenas da energia
natural do reservatório.
2.2.1 Recuperação Primária
Para Rosa (2006), a recuperação primária é a quantidade de óleo que pode ser
retirada de um reservatório unicamente a expensas de suas energias naturais, Já
segundo Rossi (1981), recuperação primária é a produção resultante da atuação de
energia natural do reservatório. Ou seja, nesse processo o óleo é elevado
naturalmente até os poços produtores devido à energia natural que o reservatório
possui. Durante essa fase da produção, percebe-se que a tecnologia utilizada é de
um grau menos complexo e, além disso, os custos envolvidos são bem menores. No
entanto, ao passo que o óleo vai sendo produzido, a energia do reservatório vai
diminuindo, atingindo um ponto energético insuficiente para levar o óleo até os poços
produtores. Nesse ponto, há necessidade de se aplicar um método de recuperação
não natural.
2.2.2 Métodos Convencionais de Recuperação
Segundo Albu (1978), um método convencional de recuperação é aquele que
se injeta um fluido em um reservatório com a finalidade exclusiva de deslocar o óleo
para fora dos poros da rocha, isto é, buscando-se um comportamento puramente
mecânico.
Esse é um tipo de processo no qual não se espera uma mistura dos fluidos
envolvidos e nem que o fluido injetado provoque alterações na rocha-reservatório,
como já foi dito, é um processo, exclusivamente, mecânico. Por esse motivo, não é
esperada qualquer interação de natureza química ou termodinâmica entre os fluidos
ou entre os fluidos e a rocha (Bianco, 1995).
Segundo Rosa (2006), como métodos de recuperação convencionais são
normalmente utilizados a injeção de água e o processo imiscível de injeção de gás.
25
Para Campos (1982), o fluido deslocante é aquele injetado, que tem a função
de empurrar o óleo, chamado de fluido deslocado, para fora dos poros da rocha e ao
mesmo tempo ocupar o espaço deixado à medida que este vai sendo expulso do
reservatório. Devido ao efeito capilar, nem todo óleo é deslocado, mesmo na porção
do reservatório invadida pelo fluido deslocante (água ou gás, por exemplo)
De acordo com Farah (1989), a recuperação devido à enregia primária do
reservatório também é classificada como um método de recuperação convencional.
2.3 Projetos de injeção
Segundo Queiroz (2006), uma etapa de grande importância no projeto de
injeção é a definição do esquema de injeção, isto é, a maneira como os poços de
injeção e de produção vão ser distribuídos no campo de petróleo. Além de levar em
conta as características físicas do meio poroso e dos fluidos envolvidos, o modelo
escolhido deve:
� Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um intervalo de tempo
econômico e com o menor volume de fluido injetado possível;
� Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa produtividade
resultando em vazões de produção economicamente atrativas; e,
� Ainda visando o aspecto econômico, fazer a escolha recair sobre um esquema
em que a quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor
possível, principalmente, no caso da aplicação do processo em um campo já
desenvolvido.
Cada reservatório tem um projeto exclusivo. No entanto, todos os projetos
apresentam aspectos comuns, independente do reservatório ou até mesmo do fluido
injetado, como é o caso da existência de poços de injeção e de produção (Queiroz,
2006).
Segundo Tomas (2011), são três os esquemas de injeção: injeção na base,
injeção no topo e injeção em malhas. Para reservatórios planos, horizontais e de
pouca espessura, pelo fato de não existirem pontos preferenciais para injeção de
fluidos, os poços de injeção e de produção são distribuídos de maneira homogênea
em todo o reservatório, como pode ser visto na Figura 5.
26
Figura 5 - Exemplo de esquema de injeção de malha
(Fonte: Thomas, 2001)
No esquema acima é possível observar a repetição de um padrão – ou arranjo
– dos poços de injeção e produção, razão pela qual é chamado de padrão repetido ou
injeção em malhas.
Segundo Queiroz (2006), se o reservatório tiver uma certa inclinação e se
deseja injetar água, os poços que alcançam a parte mais baixa do reservatório são
transformados em poços de injeção. À medida que a água vai penetrando no meio
poroso o óleo vai sendo empurrado de baixo para cima, na direção dos poços de
produção que se encontram situados na parte mais alta da estrutura. É como se fosse
criando um aqüífero artificial. Dá-se a esse esquema o nome de injeção na base. Se
o fluido injetado fosse gás, os poços de injeção seriam localizados no topo da
formação, e os de produção, na base. Esse esquema é chamado injeção no topo.
2.4 Reservas e Métodos de Recuperação
A diminuição na descoberta de novos campos de petróleo de grande extensão,
que vem sendo observada nos últimos tempos, conduz o homem à conclusão de que
é mais provável ampliar as reservas de petróleo se forem desenvolvidas e aplicadas
tecnologias que aumentem o fator de recuperação dos campos já descobertos
(Garcia, 1997). Ou seja, a tecnologia dos métodos de recuperação foi desenvolvida
para se obter uma produção maior do que aquela que se obteria, caso fosse utilizada,
apenas a chamada energia natural do reservatório (Lima, 1992).
27
Segundo Correia (1986), levando-se em conta apenas os processos
convencionais de recuperação, o fator de recuperação gira em torno de 30%, ou seja,
apenas essa quantia pode ser recuperada fazendo uso dos processos convencionais.
Para Costa (1998), os reservatórios que são fortes candidatos a se submeterem
aos processos especiais de recuperação são aqueles que apresentam uma grande
quantidade de hidrocarbonetos retidos após a exaustão da sua energia natural.
2.5 Métodos especiais de recuperação
Segundo Barillas (2005), o surgimento desses métodos se deve à necessidade
de um aumento na vida útil de um reservatório. Para ele, tais métodos só devem ser
utilizados quando já não são recomendáveis os métodos convencionais.
Segundo Thomas (2001), um método de recuperação especial é empregado
para atuar em pontos onde o processo convencional falhou, ou falharia caso fosse
empregado.
Para Rosa (2006), os métodos especiais tentam melhorar os fatores de
eficiência e recuperar uma parte adicional do óleo remanescente.
A geologia da formação, a alta viscosidade do óleo do reservatório e as
elevadas tensões superficiais entre o fluido injetado e o óleo são os aspectos
principais que estão relacionados às baixas recuperações de um processo
convencional de injeção de fluidos (Morrison, 1983).
Observa-se que o fluido injetado se move muito mais facilmente no meio poroso
em comparação com fluido a ser deslocado toda vez que a viscosidade do primeiro
fluido é inferior à do segundo. Devido a essa característica, o fluido injetado encontra
caminhos preferenciais e se dirige rapidamente para os poços produtores. Como esse
fluido não se propaga da forma adequada no reservatório, grandes quantidades de
óleo permanecem retidas, ou seja, o deslocamento não se processa de forma
satisfatória.
Segundo Miura (1988), no caso de altas tensões interfaciais, a capacidade do
fluido injetado de desalojar o óleo do reservatório para fora dos poros é bastante
reduzida, deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contactadas
pelo fluido injetado.
A forma de atuação dos métodos especiais de recuperação é definida pelas
duas situações acima. São elas os pontos de partida para a distribuição dos métodos
28 especiais em três categorias: Métodos Térmicos (esses serão os métodos detalhados
nesse trabalho), Métodos Miscíveis e Métodos Químicos, de acordo com a natureza
geral dos processos e o ponto principal a ser atacado (Nery, 1990).
2.5.1 Métodos Térmicos
Segundo Rossi (1981), nos reservatórios que apresentam óleos com altos
níveis de viscosidade, o uso de um processo convencional certamente terá o fracasso
como resultado. A alta viscosidade do óleo dificulta o seu movimento no interior do
meio poroso, já o fluido injetado, água ou gás, apresenta uma maior mobilidade, isso
provoca baixas eficiências do varrido e, como consequência, uma recuperação
normalmente muito baixa.
Sabe-se que o aquecimento do óleo provoca consideráveis reduções na sua
viscosidade; Essa informação foi o ponto de partida para o desenvolvimento dos
métodos térmicos.
Segundo Rosa (2006), o processo de recuperação térmica depende do uso da
energia térmica com objetivo de aumentar a temperatura do reservatório, reduzindo a
viscosidade do óleo, e deslocando o óleo para um poço produtor.
Para Queiroz (2006), no Brasil o uso de tais métodos tem produzido sucesso
em algumas bacias, por exemplo: nas bacias do Rio Grande Norte, Sergipe e
Recôncavo Baiano. Outros países, como a Venezuela, o Canadá e os Estados Unidos
são detentores de enormes volumes adequados à sua aplicação.
A princípio, o desenvolvimento dos métodos térmicos buscava, apenas, a
diminuição da viscosidade do óleo através do seu aquecimento para aumentar a
recuperação do petróleo. Entretanto, outros efeitos benéficos foram surgindo e os
processos foram sofrendo modificações, o que resultou em diversos tipos de métodos
existentes na atualidade (Oliveira, 2010).
De acordo com Rosa (2006), os métodos térmicos classificam-se em duas
categorias: injeção de fluidos quentes (água quente ou vapor de água) e combustão
in-situ.
Segundo Campos (1982), os métodos térmicos também são classificados em
dois. E, para ele, o que diferencia um do outro é a forma como é realizado o
aquecimento do reservatório. Na categoria de injeção de fluidos aquecidos, o calor é
29 gerado na superfície e transportado para o reservatório através de um fluido. No outro
tipo, o calor é gerado in situ, isto é, no interior do reservatório, e pode ser através da
combustão controlada de parte do óleo existente. Nesse último caso, pode ser por
meio da combustão controlada de parcela do óleo existente ou fazendo uso da energia
elétrica para aquecer o reservatório. Os processos citados são conhecidos como
combustão in situ e aquecimento eletromagnético.
2.5.2. Injeção de Fluidos Quentes
O objetivo da injeção térmica é aquecer o reservatório e o óleo nele existente
para aumentar a sua recuperação. Na injeção do fluido aquecido, o calor é gerado na
superfície e transportado para dentro do reservatório pelo fluido injetado, que
usualmente é água, resultando em um projeto de injeção de vapor ou de água quente
(Farah, 1989).
Segundo Garcia (1997), o calor afeta a recuperação pela redução de
viscosidade, o que provoca uma eficiência de varrido, e pela expansão e destilação
do óleo, e extração do solvente, o que aumenta a eficiência do deslocamento. Os
projetos de injeção de fluido quente que têm tido sucesso geralmente são auxiliados
pela combinação desses mecanismos.
Para Lima (1992), a redução da viscosidade do óleo é o efeito mais evidente
devido ao aquecimento de um reservatório. Quanto à eficiência do aquecimento sobre
a viscosidade, observa-se na prática que a taxa de melhora da viscosidade é maior
no início do aumento da temperatura. Depois de atingir uma certa temperatura se
ganha muito pouco na redução da viscosidade. Ademais, percebe-se que as maiores
reduções de viscosidade são experimentadas em óleos de ºAPI mais baixos (e
geralmente mais viscosos) do que em óleos de alto ºAPI.
A Figura 6 ilustra o comportamento da viscosidade com a temperatura. A forte
redução da viscosidade do óleo com a temperatura, especialmente nos óleos mais
pesados, explica o motivo do sucesso na aplicação dos métodos térmicos de
recuperação.
30
Figura 6 - Comportamento da viscosidade do óleo em função da temperatura
Fonte: (Barillas, 2005 apud Queiroz, 2006).
Do gráfico acima, podemos observar que os óleos mais viscosos sofrem as
maiores quedas nos graus de viscosidade com o aumento da temperatura. Observa-
se, também, que a maior redução da viscosidade ocorre em temperaturas
relativamente baixas. Enquanto que, quando submetidos a altas temperaturas, a
diminuição da viscosidade ocorre de forma menos acentuada.
A expansão do óleo do reservatório, posterior ao aquecimento, é um outro
mecanismo básico inerente à recuperação térmica. A dilatação do óleo, quando
aquecido, adciona energia para expulsar os fluidos do reservatório. Dependendo da
composição, o óleo pode dilatar de 10 a 20% durante uma injeção de vapor. Na injeção
de água quente, nota-se que isso ocorre em um menor grau, visto que neste caso as
temperaturas são menores do que na injeção de vapor (Rosa, 2006).
De acordo com Miura (1988), a destilação do óleo é um terceiro benefíco
possível para a recuperação na injeção de vapor. No deslocamento de um óleo volátil
por vapor – à alta temperatura – as porções mais leves do óleo residual podem ser
vaporizadas. Essas porções se condensam quando em contato com a formação mais
fria, formando um solvente ou banco miscível á frente da zona de vapor.
Existem outros fatores que contribuem para o aumento da recuperação pelo
aquecimento do reservatório. Eles incluem os efeitos de mecanismos de gás e uma
31 possível alteração das características de permeabilidade relativa. A importância
relativa de cada um dos fatores mencionados depende do tipo de projeto e das
características do reservatório e do óleo (Rosa, 2006).
Segundo Rossi (1981), a água é o meio básico usado nos métodos térmicos de
geração de calor na superfície.
2.5.3 Injeção de Água Quente
O tipo mais simples de recuperação térmica é o de injeção de água quente.
Com poucas mudanças no equipamento, esse tipo de injeção pode ser estendido a
uma técnica térmica por aquecimento de água injetada. A recuperação é aumentada,
porque se melhora a eficiência do varrido e a expansão térmica do óleo (Nery, 1990).
Para Morrison (1983), a injeção de água quente é menos atraente que a injeção
de vapor por diversos motivos. Devido à baixa quantidade de calor da água aquecida,
um reservatório típico pode requerer 2,5 a 3 volumes porosos de água para elevar a
sua temperatura até um valor próximo ao da água injetada. Além disso, carreando
mais calor por unidade de massa de água, a menor viscosidade do vapor geralmente
resulta em vazões de injeção maiores que da água quente. Diferentemente de um
sistema vapor-água, a água esfria quando perde energia. Isso provoca um
crescimento lento na zona de alta temperatura em torno do poço injetor.
Existem registros na literatura de projetos que obtiveram sucesso (Rosa, 2006).
É bom que se saiba que a injeção de água quente pode ser usada em muitos
reservatórios onde o vapor não pode. Nesses, pode-se incluir as formações sensíveis
à água doce e àquelas com altas pressões, onde a temperatura de vapor seria
excessiva.
2.5.4 Injeção Cíclica de Vapor
Esse método também é conhecido como “Huff and Puff”, “Steam Soak”, “Steam
Stimulation”, ou ainda estimulação cíclica (Carvalho, 2010).
Segundo Rosa (2006), a descoberta da injeção cíclica de vapor foi feita de
forma acidental no campo Mene Grande na Venezuela em 1959. No momento de tal
descoberta, o óleo estava sendo produzido pelo método da injeção contínua de vapor.
32 Ocorreu um irrompimento (“breakthrough”) durante a injeção contínua de vapor e, para
diminuir a pressão de vapor no interior do reservatório, foi necessário colocar o poço
injetor em produção, com essa ação, observou-se uma produção de óleo com vazões
satisfatórias.
A recuperação primária de reservatórios de óleos viscosos é reforçada pela
injeção cíclica de vapor. A princípio, ela é uma técnica de estimulação que, por meio
da diminuição da viscosidade e efeitos de limpeza em torno do poço, auxilia a energia
natural do reservatório a expulsar o óleo (Rosa, 2006).
Para Thomas (2001), a utilização dessa técnica para incrementar o fluxo de
óleo dos reservatórios tem provado ser muito eficaz. É útil em um grande range de
condições de reservatório, e o mecanismo pelo qual funciona varia.
Segundo Farah (1989), essa técnica é utilizada, com muita frequência em
projetos de injeção contínua de vapor. Na maioria desses projetos, a injeção de vapor
se inicia com um programa de injeção cíclica e em seguida é mudado para uma
injeção continua, o que só acontece quando o programa cíclico torna-se inviável.
A injeção cíclica de vapor é constituída de três períodos, são eles: de injeção,
de espera e de produção (Campos, 1982). A injeção de um determinado volume de
vapor normalmente é seguida por um período de espera para que o calor injetado seja
bem distribuído a uma maior parte do reservatório. Então o poço entra em produção,
até que o ciclo se repita.
A Figura 7 ilustra, de forma esquemática, as fases do processo de injeção
cíclica de vapor.
33
Figura 7 - Esquema da injeção cíclica de vapor.
Fonte: (Sefton Resources Inc., 2010 apud Carvalho).
Segundo Queiroz (2006), esse processo é eficiente principalmente nos
primeiros ciclos, visto que a vazão sofre reduções á medida que o numero de ciclos
aumenta. A ROV (razão óleo adicional/vapor injetado) limite estabelece o fim do
período de ciclos.
A Figura 8 mostra a queda da vazão de óleo produzido em função do número
de ciclos.
34
Figura 8 - Vazão de óleo em função da quantidade de ciclos.
Fonte: (carvalho, 2010).
Existem diversos fatores que provocam a diminuição dos ciclos sucessivos,
eles se destacam a depleção do reservatório, o aumento da saturação de água ao
redor do poço, a excessiva produção inicial de água que retarda o pico de óleo e a
perda de calor em função da maior área aquecida (Carvalho, 2010).
Um dos grandes problemas no processo de injeção de vapor é a perda de calor.
A injeção de um fluido quente provoca a perda de calor para as adjacências pelo
simples fato de que o calor sempre se transfere da temperatura mais alta para a mais
baixa, de forma espontânea. A perda sempre existe, variando apenas o modo como
ocorre e a intensidade, controlada pela presença ou ausência de isolantes. A perda
de calor aumenta com a profundidade, por isso, a injeção de vapor é indicada para
poços de até 900 m de profundidade (Carvalho, 2010).
Segundo Rodrigues (2012), a antecipação rápida de produção se destaca como
a principal vantagem da injeção cíclica de vapor. No entanto, a recuperação de apenas
15% do óleo (baixa recuperação) é a sua maior desvantagem.
2.5.5 Injeção Continua de Vapor
35 Esse tipo de injeção, ao contrário da injeção cíclica, é realizada através de uma
injeção contínua de vapor. Na injeção cíclica, a injeção e a produção são realizadas
no mesmo poço, enquanto na injeção contínua os poços injetor e produtor são
distintos. Em torno do poço injetor forma-se uma zona de vapor, a qual se expande
com a injeção continua. Nessa zona a temperatura é aproximadamente aquela do
vapor injetado. Na frente do vapor é formada uma zona de água condensada, por meio
da qual a temperatura é reduzida a partir do vapor até a do reservatório (Richardson,
1994).
A Figura 9, abaixo, ilustra o processo descrito. O sentido de propagação do
calor é do poço injetor para o poço produtor.
Figura 9 - Esquema do mecanismo de injeção contínua de vapor.
Fonte: (Sefton Resources Inc., 2010 apud Carvalho 2010).
De acordo com Farah (1989), durante a injeção de vapor, as perdas de calor
são em função da temperatura injetada, das características do reservatório e do
equipamento utilizado. As perdas na superfície e no poço podem ser, em parte,
controladas, mas nas condições de reservatório é impossível e elas são mais críticas
na determinação da viabilidade do projeto.
36 Quanto maior a temperatura do vapor maior as perdas de calor, ou seja, as
aplicações a baixas pressões tem menores perdas de calor. Isso deixa claro a
influência da profundidade do reservatório (Rosa, 2006). Dessa forma, pode-se
afirmar que, quanto mais profundo for um poço, maiores serão as perdas de calor.
Para Rosa (2006), existem vários mecanismos envolvidos no processo de
injeção de vapor, são eles:
� Aumento da temperatura da rocha reservatório e do fluído devido à condução
e convecção do calor;
� Diminuição da viscosidade do óleo e da água;
� Crescimento dos volumes do fluído e da rocha, reduzindo, assim, as suas
densidades;
� Vaporização das frações leves do óleo bruto
� Reduções das interfaciais;
� Alteração na permeabilidade do óleo e da água.
Com o aumento da temperatura de vapor aumenta as perdas de calor, o que
destaca a influência do reservatório. Para vencer a alta pressão da formação em
zonas profundas, é necessário usar vapor a uma maior pressão e temperatura,
resultando em maiores perdas (Campos, 1982).
Segundo Jerônimo (2012), as perdas de calor dependem do tipo e do
comprimento das linhas que conectam o gerador ao poço. Por esse motivo, é
importante que a distância entre o gerador e o poço seja a menor possível e que as
linhas estejam isoladas ou enterradas. Em grandes projetos de injeção de vapor, as
linhas de injeção enterradas normalmente são suficientes pera manter as perdas
abaixo de 10 % na superfície.
De acordo com Jerônimo (2013), as particularidades abaixo são favoráveis à
aplicação do método:
� Óleos viscosos entre 10 e 20 ºAPI;
� Reservatórios com menos de 3000 ft (900m) de profundidade;
� Permeabilidade horizintal maior ou igual a 500 mD;
� Saturação de óleo próxima de 0,15 m3 de rocha;
� Espessura de arenito execedendo de 30 ft (9 m) até 50 ft (15 m).
37
Da sua correta aplicação, podem ser extraídas as seguintes vantagens:
� Recuperação da ordem de 50% do VOIP;
� Menos danos aos poços do que a combustão in situ;
� Maiores vazões de injestão de calor do que outros métodos térmicos;
� Saturações de óleo atrás das zonas de vapor tão baixas quanto 5%.
Segundo Oliveira (2010), a injeção de vapor tem suas implicações
desfavoráveis, são elas:
� Elevado consumo de água e energia;
� Emissões de gases causadores do efeito estufa;
� Produção de areia, comum em projetos térmicos;
� Formação de emulsões;
� Riscos de segurança adicionais, devido ás altas temperaturas;
� Ocorrência de falhas na cimentação, frequentes em poços de completação
convencional submetidos a operações térmicas;
� Baixa eficiência em reservatórios profundos, de pequena espessura ou que
tenham baixa permeabilidade.
Para se investir em geradores de vapor são necessários, inicialmente, valores
altos, chegando a quantias superiores a US$ 1.000.000,00. Dai a recomendação de
se alugar unidades portáteis para testar o comportamento do reservatório diante do
método (Souza, 2007).
Segundo Almeida (2005), no proceso de produção de vapor, o custo e a
disponibilidade do combustível são pontos que também merecem destaque.
Geradores alimentados a óleo podem converter cerca de 15 m3 de água para vapor
para cada m3 de óleo queimado. Dessa forma, pelo menos 1 m3 de óleo deve ser
recuperado para cada 15 m3 de água injetada como vapor.
Abaixo, Algumas vantagens da recuperação térmica por injeção de fluido
quente citadas por Campos (1982): a recuperação térmica por injeção de fluido quente
é um método comprovado na prática para produzir óleos de baixo °API; Em muitos
casos nenhum outro método pode ser exequível para reforçar a recuperação primária
ou secundária; Apresenta uma vantagem sobre a combustão in situ que é a de
danificar menos os poços; Além disso, os métodos de injeção de vapor fornecem
38 maiores vazões de injeção de calor do que outros métodos térmicos. Assim, mais calor
é aplicado rapidamente ao reservatório.
A eficiência de deslocamento é aumentada pelo calor à proporção que mais
óleo flui. As saturações de óleo atrás da zona de vapor, para o processo de injeção
contínua, podem ser tão baixas quanto 5%.
Abaixo, algumas desvantagens da recuperação térmica por injeção de fluido
quente, citadas por Garcia (1997).
As perdas de calor, gerado na superfície a alto custo, são significativas na linha
de injeção, nos poços e na formação. Por causa disso, o calor não pode ser utilizado
em resevatórios profundos, de pequena espessura ou que tenham baixa
permeabilidade.
O pessoal do campo deve estar famliarizado com a operação do gerador para
manter a eficiência. Operações a altas temperaturas acarretam riscos de segurança
adicionais.
A falha na cimentação, em poços de completação convencional, é frequente
sob operações térmicas. Os poços novos devem ser completados e equipados para
operar em altas temperaturas. A produção de areia é comum em projetos térmicos.
Ocorre a formação de emulsão em alguns óleos durante a injeção de vapor. Fingers
de vapor podem acontecer na parte superior da formação que está sendo contada.
2.6 Vapor
Segundo Halliday (2002), vapor é uma substância na fase de gás a uma
temperatura inferior à sua temperatura crítica. Ou seja, o vapor pode ser condensado
para um líquido ou para um sólido pelo um aumento de pressão sem ser necessário
reduzir a sua temperatura.
Por exemplo, a temperatura crítica da água é de 374°C (ou 647K). Essa é a
temperatura mais alta em que a água pode existir no estado líquido. Na atmosfera,
em temperaturas normais, entretanto, a água em estado gasoso é conhecida como
vapor de água e irá condensar para a fase líquida se sua pressão parcial for
suficientemente aumentada.
Nesse trabalho, toda vez que a palavra vapor for citada estaremos nos referindo
à água no estado gasoso, abaixo da sua temperatura crítica.
39
A água no estado líquido pode passar para o estado de vapor pelo efeito direto
do calor e inverso da pressão. Aquecendo-se a água na sua fase líquida, o estado de
agitação das suas moléculas aumenta, isto é, sua temperatura aumenta. Uma vez
alcançada a temperatura de ebulição, o calor (calor latente) recebido pelo líquido
corresponde à energia necessária para vencer as forças de coesão entre as
moléculas: o líquido ferve, isto é, a água passa para o estado de vapor, e a
temperatura não varia durante esse processo (Halliday, 2002).
Para Trovati, a água sofrerá vaporização se suas moléculas vencerem as força
que a pressão exerce sobre elas. Para que a vaporização ocorra, as moléculas de
água no líquido têm de vencer a força que a pressão exerce sobre elas, ou seja,
quanto maior a pressão, maior a força que a molécula tem de fazer. Esta energia é
fornecida justamente pelo aquecimento e resulta no aumento da temperatura de
vaporização do líquido. Quanto maior for a pressão, mais energia o vapor transportará
pelas moléculas de água que o constituem. Ao se condensar, a mesma energia que
as moléculas absorveram para passar para a fase vapor é liberada para o meio,
resultando aí na transferência de energia na forma de calor.
2.6.1 Tipos de Vapor
Segundo Trovati, basicamente existem dois tipos de vapor: vapor saturado e
vapor superaquecido.
2.6.2 Vapor saturado e Título de Vapor
Quando a água atinge sua temperatura de saturação passa a se transformar
em vapor, mantendo sua temperatura constante. Quanto maior a quantidade de calor
latente absorvida pela mistura, maior será a quantidade de vapor e,
consequentemente, menor será a quantidade de água. Durante essa fase, a mistura
é chamada de vapor saturado úmido, pois, junto com o vapor, ainda existe uma
parcela de água presente.
No instante em que houver absorção de todo o calor latente, toda a água
presente estará transformada em vapor, isto é, o vapor estará totalmente isento da
presença de água. Neste estágio, o vapor é chamado de vapor saturado seco.
40
Na prática, o vapor utilizado nas indústrias arrasta consigo gotículas de água,
não podendo ser classificado de vapor saturado seco. Porém, o desejável é que o
vapor utilizado em processos de aquecimento seja o mais seco possível, isto é, com
maior parcela possível de calor latente.
Segundo SERRA (2006), qualidade ou título de vapor (símbolo X) é o
percentual de vapor seco existente numa mistura água + vapor. Este valor incide
diretamente sobre a quantidade de calor latente existente no vapor.
2.6.3 Vapor Superaquecido
Esse tipo de vapor é obtido com o aquecimento do vapor saturado. Ou seja, se
o sistema continuar a ganhar calor, mesmo depois de toda a água se vaporizar, vamos
ter como resultado o chamado vapor superaquecido (Trovati). Nessa etapa, não
teremos água no estado líquido, isto é, teremos exclusivamente vapor, no entanto, os
valores de sua temperatura serão superiores à temperatura de saturação.
Segundo SERRA (2006), se o vapor saturado entrar em contado com
superfícies frias se condensará rapidamente, ou seja, cederá seu calor latente
rapidamente. Já o vapor superaquecido, em condições idênticas, primeiramente, cede
parte do seu calor sensível, fazendo diminuir a sua temperatura, mas só quando for
atingida a temperatura de saturação a condensação ocorrerá.
Para Trovati, o uso de vapor superaquecido em turbinas é imprescindível. Essa
necessidade é decorrente das elevadas velocidades que são encontradas nestes
dispositivos. Caso fosse usado o vapor saturado, qualquer gotícula de água que se
formase na tubulação provocaria um forte processo de abrasão na turbina.
2.7 Impactos Ambientais Provocados Pela Extração de Petróleo
De acordo com a RESOLUÇÃO CONAMA (1986),
considera-se impacto ambiental qualquer alteração das propriedades físicas, químicas e biológicas do meio ambiente, causada por qualquer forma de matéria ou energia resultante das atividades humanas que, direta ou indiretamente, afetam:
I - a saúde, a segurança e o bem-estar da população;
41
II - as atividades sociais e econômicas;
III - a biota;
IV - as condições estéticas e sanitárias do meio ambiente;
V - a qualidade dos recursos ambientais.
Segundo Queiroz (2013), a sustentabilidade está ligada ao desenvolvimento
tecnológico e econômico sem agressão ao meio ambiente, usando recursos naturais
de maneira inteligente, possibilitando a manutenção deles (rios, lagos, oceanos,
florestas, matas) e garantindo a existência de vida no futuro. Sendo assim, cada
atividade realizada pelo ser humano deve levar em consideração primeiramente a
sustentabilidade, tornando sustentável o desenvolvimento, com ações que possam
suprir as necessidades humanas e sejam socialmente justas, ambientalmente
corretas e economicamente viáveis, resguardando gerações futuras.
A extração do petróleo provoca impactos ambientais e sociais de forma direta
e indireta. Uma vez que essa atividade se constitui em intervenção no meio ambiente
para extração de um recurso natural, com potenciais impactos ambientais. No entanto,
os impactos podem ser positivos, por meio do aumento da arrecadação tributária e
um crescimento no dinamismo econômico da região. Por isso, cabe a análise
cuidadosa do que é mais vantajoso tanto para o meio ambiente como para a
sociedade, sob a ótica da sustentabilidade (Queiroz, 2013).
2.8 Impactos Atmosféricos
Segundo Lima (2003), a sociedade e as autoridades governamentais estão
cada vez mais interessadas pela questão das emissões atmosféricas, pode-se afirmar
que esse interesse se deve muito aos problemas ambientais globais das mudanças
climáticas e da depleção da camada de ozônio estratosférico. A crescente notoriedade
do assunto contribuiu para que a indústria do petróleo mundial buscasse
procedimentos e tecnologias para minimizar suas emissões atmosféricas, inclusive
quando das etapas de exploração e produção, ainda que a maior parte das mesmas
ocorra durante o processamento do óleo e, mais largamente, durante a queima dos
derivados fósseis no consumo final.
42 De acordo com Lima (2003), é importante compreender as fontes e a natureza
das emissões para fazer uma avaliação dos impactos potenciais das emissões nas
operações de exploração e produção.
Para fazer a avaliação dos impactos potenciais das emissões das operações de exploração e produção, é importante compreender as fontes e a natureza das emissões e sua contribuição relativa para os impactos atmosféricos, tanto em escala regional quanto em escala global, estes últimos referentes ao ozônio estratosférico e às mudanças climáticas decorrentes da elevação das concentrações de dióxido de carbono na atmosfera terrestre. É importante salientar que, considerando-se apenas as atividades de E&P, é a etapa de produção que contribui de forma mais significativa para as emissões atmosféricas Lima (2003).
As fontes primárias de emissões atmosféricas decorrentes das operações de
exploração e produção de petróleo e gás natural são decorrentes de:
Queima, purga e exaustão de gases - Queima constante ou periódica de gás
associado e de significativas quantidades de hidrocarbonetos durante testes e
desenvolvimento de poços, assim como queima contínua de gases em flares, com a
finalidade de eliminar gases de tanques de armazenamento e controlar a pressão dos
poços;
Processos de combustão em equipamentos, tais como m otores a diesel e
turbinas a gás – Combustão de combustíveis gasosos e líquidos em unidades de
geração e/ou consumo de energia (geradores e bombas, turbinas a gás, motores de
combustão interna) nas plataformas, embarcações e instalações on e offshore;
Emissões fugitivas de gases decorrentes de operaçõe s de carga e descarga,
armazenamento e perdas em equipamentos de processo – Evaporação ou
ventilação de hidrocarbonetos durante as diferentes operações para sua produção,
tratamento, transporte e armazenamento;
Emissão de Particulados decorrentes de outras fonte s de queima, tais como
testes de poço – A queima do gás natural produzido em tochas (flares) é a fonte mais
significativa de emissões atmosféricas, principalmente quando não há infraestrutura
43 ou mercado disponível para o gás. Entretanto, sempre que viável, o gás é processado
e distribuído, e, desta forma, através de um desenvolvimento integrado, e da provisão
de mercados, a necessidade de queima é significativamente reduzida. Muitos países
já proíbem a queima de gás natural, mas este ainda é um dos principais problemas
ambientais de emissões atmosféricas da etapa de exploração e produção de petróleo.
A queima de gás também pode ocorrer em determinadas ocasiões por razões de
segurança, durante a partida das plantas, manutenção ou perturbações durante as
operações normais de processamento.
Na verdade, o que ocorre é que os gases estão dissolvidos no petróleo
produzido, e quando a pressão diminui (a pressão atmosférica é menor do que a
pressão do reservatório), passam para a fase gasosa (as quantidades podem ser
superiores a 300 m3 para cada tonelada de petróleo extraído). Os gases associados
representam cerca de 30% da produção bruta de hidrocarbonetos gasosos,
entretanto, devido ao não desenvolvimento tecnológico e à falta de capacitação e
equipamentos em muitos campos de petróleo, mais de 25% do gás associado extraído
dos reservatórios de petróleo é queimado em flares.
Segundo (Affonso, 2001), a poluição atmosférica causada pelas atividades de
exploração e produção inclui produtos gasosos da evaporação e queima de
hidrocarbonetos, bem como partículas de aerossóis de combustíveis não queimados.
Os principais gases emitidos incluem dióxido de carbono (que, apesar de não ser um
poluente atmosférico, pois ocorre na natureza, é o principal gás de Efeito Estufa),
monóxido de carbono, metano, óxidos de nitrogênio e compostos orgânicos voláteis.
Emissões de óxidos de enxofre e sulfeto de hidrogênio (gás sulfídrico – H2S) podem
ocorre, dependendo da quantidade de enxofre presente no combustível queimado,
particularmente o óleo diesel, quando utilizado para a geração de energia. Em alguns
casos, o conteúdo de enxofre pode ocasionar odores perto das instalações.
Algumas substâncias depletoras da camada de ozônio são usadas em alguns
sistemas de combate ao fogo e também como fluidos de refrigeração, entre as quais
se incluem os clorofluorcarbonetos (Agência Nacional do Petróleo, 2005).
De acordo com Agra Filho (1991), a queima, a exaustão e a combustão são as
fontes primárias de emissões de dióxido de carbono decorrentes das operações de
produção, mas outros gases devem também ser considerados. Por exemplo, as
44 emissões de metano ocorrem, primariamente, na exaustão de processos, sendo esta
operação seguida pelos vazamentos, queima em tochas e combustão incompleta.
Para Barcellos (1986), a principal fonte de emissões atmosféricas durante a
etapa de produção consiste na combustão interna de hidrocarbonetos em motores
térmicos para a geração de energia pelas instalações de produção, terminais de
abastecimento, embarcações e aeronaves, além da queima em flares para alívio de
pressão dos poços. Também contribuem as operações de ventilação, assim como as
emissões fugitivas de hidrocarbonetos. Também nas instalações de produção, a
compressão de fluidos para injeção e/ou transporte, com a geração de energia por
gás ou por gás/diesel, é a operação que mais consome energia.
A queima do gás natural em flares tem sido substancialmente reduzida em
relação aos níveis históricos, em todo o mundo, especialmente em decorrência da
legislação. Também este fato se deu em decorrência da construção de gasodutos e
da utilização do gás para reinjeção. Espera-se que nos novos desenvolvimentos, o
gás somente seja queimado em flares em razão de necessidade de alívio da pressão
dos poços (operação de segurança), pois as rotinas de queima zero são atualmente
já consideradas como metas realistas de projeto para os programas de
desenvolvimento planejados.
Sob a perspectiva ecológica, os poluentes mais perigosos são os óxidos de
nitrogênio e enxofre, o monóxido de carbono e os produtos da queima incompleta dos
hidrocarbonetos. Estes compostos reagem com a água das chuvas, formando as
chuvas ácidas, que precipitam nas superfícies marítimas e terrestres, formando zonas
de poluição local e regional. As chuvas ácidas causam impactos sobre a flora, a fauna,
a saúde humana e também sobre as atividades agrícolas, prejudicando as colheitas
(Blajberg, 2002).
Em muitas regiões onde a indústria de petróleo já está muito desenvolvida,
podem ser observados os impactos adversos da poluição atmosférica sobre os
ambientes marinhos (por exemplo, o Mar de Beaufort, no Canadá).
Segundo Gouvea (1994), os volumes das emissões atmosféricas e seus
impactos potenciais dependem da natureza dos processos considerados. O potencial
de impacto das emissões das atividades de exploração é geralmente considerado
baixo. Entretanto, durante a etapa de produção, níveis elevados de emissões são
gerados na vizinhança imediata das instalações de produção. É importante salientar
45 que as emissões das operações de produção devem ser vistas no contexto das
emissões totais de todas as fontes antropogênicas, sendo, em geral, menores que 1%
do total dos níveis locais e regionais. Por outro lado, muitas vezes, a questão da
poluição atmosférica na etapa de E&P não recebe a devida atenção, por causa,
principalmente, do fato de a maior parte dos desenvolvimentos offshore ficar em áreas
remotas e pouco povoadas. As medidas de controle para a prevenção da poluição
atmosférica durante a produção offshore são idênticas àquelas utilizadas para outras
indústrias, largamente difundidas e já efetivamente usadas.
2.9 Protocolos de Estimativas
É notável a importância do mercado do petróleo e da grandeza de sua indústria
nos dias atuais. Além da sua grande utilização como importante fonte de energia,
inúmeros bens de consumo essenciais ao cotidiano são produzidos a partir da
indústria petroquímica. Porém, junto a toda essa estrutura, há também uma
quantidade considerável de impactos ambientais gerados pelo petróleo. Os impactos
ocorrem desde a procura por jazidas até o consumo dos produtos finais, muitas vezes,
com consequências significativas para o meio ambiente, de acordo com OLIVEIRA
(2010). Devido à geração desses impactos, ocorreu uma preocupação por parte
empresas, e até mesmo alguns países, com as consequências acarretadas por esses
processos, uma vez que eles poderiam afetar o futuro do nosso planeta, de uma
maneira negativa, pelo fato de gerar, em sua produção, componentes como, por
exemplo, o enxofre, que causa a chuva ácida. Além de sua produção, o processo de
refino e outros processos feitos na indústria petrolífera geram vários outros tipos de
contaminantes e poluentes atmosféricos.
Ademais, Jerônimo (2012), cita alguns dos principais poluentes atmosféricos
gerados na queima de hidrocarbonetos, a saber: materiais particulados (MP), óxidos
de enxofre (SOx), óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de
carbono (CO2), metano (CH4) e ozônio (O3). Desses poluentes, são precursores do
efeito estufa o CO, o CO2 e o CH4; que comumente são agrupados em função da
ponderação dos seus níveis de impacto como CO2eq, dióxido de carbono equivalente.
Esses poluentes atmosféricos precisam ser quantificados para que haja um
46 controle e evite um desequilíbrio ambiental, mesmo que em geral apresentem valores
médios de emissão para uma determinada fonte de poluição do ar, com grandes faixas
e variável grau de exatidão.
Segundo, SANQUETTA et al. (2013) vêm sendo desenvolvidas metodologias
específicas de quantificação de emissões de GEEs para diferentes setores da
economia, chamados de Inventários de Emissões de GEEs. Um inventário pode ter
dois segmentos: um aplicado a países, estados e municípios e, outro, a corporações.
Os dois seguem uma linha comum, porém cada um com suas especificações. Com o
intuito de padronizá-los em função das diferentes escalas de realização, foram
desenvolvidas diretrizes e ferramentas de cálculo. A elaboração de inventário de
emissões de gases de efeito estufa (GEE) é o primeiro passo para que uma
organização contribua para o combate à mudança do clima, pois determina a
quantidade e a origem (fontes) das emissões a serem reduzidas.
Algumas dessas metodologias são usadas internacionalmente e a principal é a
GHG Protocol, que é muito utilizada por empresas corporativas, além disso, é derivada
de uma parceria de negócios entre diferentes organizações não governamentais
(ONGs), governos e outras entidades, reunidos pelo World Resources Institute (WRI)
e o World Business Council for Sustainable Development (WBCSD), de acordo com
SANQUETTA et al. (2013). O GHG Protocol é uma ferramenta utilizada para entender,
quantificar e gerenciar emissões de GEE que foi originalmente desenvolvida nos
Estados Unidos, em 1998, pelo World Resources Institute (WRI) e é hoje a
metodologia mais usada mundialmente pelas empresas e governos para a realização
de inventários de GEE. É também compatível com a norma ISO 14.064 e com as
metodologias de quantificação do Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas
(IPCC). Sendo assim, o objetivo do trabalho apresentado é fazer a utilização da
ferramenta GHG Protocol para calcular as emissões de GEE gerados na produção de
vapor para injeção de poços de petróleo com o objetivo de aumento de produção. Com
isso apresentar a viabilidade ou não desse processo em relação à poluição do meio
ambiente.
De acordo com o Word Resources Institute, entre as diferentes metodologias
existentes para a realização de inventários de gases de efeito estufa corporativos, o
47 The Greenhouse Gas Protocol – A corporate Accounting and Reporting Standard (O
protocolo de Gases de Efeito Estufa – Um padrão Corporativo de Contabilização e
Reporte), ou simplesmente o GHG Protocol, lançado em 1998 e revisado em 2004, é
hoje a ferramenta mais utilizada mundialmente pelas empresas e governos para
entender, quantificar e gerenciar suas emissões.
Algumas das características dessa ferramenta que merece destaque são: o fato
de oferecer uma estrutura para contabilização de GEE, o caráter modular e flexível, a
neutralidade em termos de políticas ou programas e a questão de ser baseada em um
amplo processo de consulta pública (Word Resources Institute).
O Programa Brasileiro GHG Protocol busca promover a cultura corporativa de
mensuração, publicação e gestão voluntária das emissões de GEE no Brasil,
proporcionando aos participantes acesso a instrumentos e padrões de qualidade
internacional para contabilização e elaboração de inventários de GEE. O Programa
também se propõe a constituir plataforma nacional para publicação dos inventários de
GEE corporativos e organizacionais.
A implementação do Programa é uma iniciativa do Centro de Estudos em
Sustentabilidade, da Fundação Getulio Vargas (FGV), e do World Resources Institute
(WRI), em parceria com o Ministério do Meio Ambiente (MMA), o Conselho
Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS) e o World
Business Council for Sustainable Development (WBCSD).
Os principais benefícios, disponibilizados pelo Programa às organizações
participantes, estão no ganho na Vantagem competitiva, visto que calcular, participar
de benchmarkings e gerenciar as emissões de GEE pode garantir a sustentabilidade
dos negócios e a melhoria de eficiências.
2.9.1 Principais Objetivos do Programa Brasileiro G HG Protocol
De acordo com o Word Resources Institute, o principal objetivo do programa é
promover, através de engajamento e capacitação técnica institucional, uma cultura
corporativa de caráter voluntário para identificação, cálculo e elaboração de
inventários de emissões de GEE.
48 Para o Word Resources Institute, dentre outros objetivos específicos, merecem
destaque:
� Promover a base para identificação, o cálculo e a elaboração do inventário de
emissões de GEE em nível organizacional, através do desenvolvimento e
disseminação das Especificações do programa Brasileiro GHG Protocol, baseadas
nas melhorias técnicas internacionais, tais como GHG Protocol e normas ISO;
� Identificar e, quando necessário, adaptar ou desenvolver metodologias de
fatores de emissão para o cálculo de emissões antrópicas por fontes de GEE e
remoções antrópicas por sumidouros de GEE no Brasil;
� Tomar como base as melhorias técnicas internacionais, tais como GHG
Protocol e metodologias do IPCC para inventários nacionais;
� Promover a capacitação de empresas, organizações públicas, universidades e
organizações não governamentais que operam no Brasil para a formulação de
inventários de emissões de GEE, em caráter voluntário, baseados nas especificações
do Programa;
� Gerar um registro público que seja de acesso fácil para empresas e
organizações públicas e privadas informarem suas emissões de GEE, de acordo com
as Especificações do Programa;
� Gerar oportunidades para o intercâmbio de instituições participantes, visando
facilitar a transição da economia brasileira para uma economia de baixo carbono.
Diante dessas vantagens, optou-se pelo uso desse protocolo para estimativa
das emissões atmosféricas para o presente trabalho.
49 3. ESTADO DA ARTE
A revisão da literatura sobre os impactos operacionais e ambientais de um
sistema de injeção de vapor em campos de petróleo foi realizada com o fim de
demonstrar a contribuição dessas teorias para o atual trabalho e para futuros estudos.
Nesse capítulo será realizada uma contextualização histórica dos principais
trabalhos publicados envolvendo injeção de vapor.
Towson; Boberg (1967) formularam um método para determinar o desempenho
da injeção cíclica de vapor em reservatórios nos quais o mecanismo de produção
dominante era a drenagem gravitacional.
Ferrer, L. et al. (1980) fizeram um estudo sobre os simuladores em injeção de
vapor devido à ampla utilização do método de recuperação na Venezuela e do
crescimento das tecnologias para aprimorar tal método, surgindo portanto, a
necessidade de simulação abrangendo o máximo de detalhes deste processo. A
simulação foi aplicada em reservatórios de óleos pesados considerando um sistema
trifásico, multicomponente, variando a composição de 3 (três) e 4 (quatro)
componentes em três dimensões. Foi realizado o cálculo de diferenças finitas para
ambas as considerações de números de componentes na simulação.
Hong; Jensen (1985) desenvolveram o mais completo método analítico para
otimizar o processo de injeção cíclica de vapor em poços verticais. O método utiliza
dados de campo ou um modelo harmônico para estimar a taxa de produção em cada
ciclo. Eles também propuseram uma relação entre a soma de vapor injetado em cada
ciclo e na produção total. Cada ciclo é finalizado quando a taxa de produção de óleo
estimulada é equivalente à taxa de produção fria no fim do ciclo precedente. A duração
do ciclo e o volume de vapor de cada ciclo são obtidos utilizando um algoritmo
otimizado baseado no princípio da discretização. O algoritmo gera um sistema de
equações não lineares, onde valores desconhecidos são ótimas variáveis de projeto.
O algoritmo maximiza a renda líquida cumulativa, utilizando uma análise econômica
que tem como referência as condições de produção fria.
Aziz et al. (1987) realizaram um estudo de comparação e validação entre
simuladores comerciais em problemas de injeção cíclica e contínua de vapor,
utilizando os modelos “Black-oil” e composicionais em diferentes ciclos. Para isso
foram elaborados três problemas: injeção cíclica de vapor em um reservatório de óleo
50 utilizando o modelo “Black-oil”, deslocamento de óleo por vapor utilizando o modelo
“Black-oil” e deslocamento por vapor de um óleo consistindo de dois componentes
voláteis e um componente não-volátil. Embora os resultados, que são de importância
para o ponto de vista prático, apresentem uma boa concordância, tais aplicações, nos
diferentes modelos de simulação geraram diferentes respostas nos parâmetros
estudados. As diferenças entre os resultados apresentados para o mesmo problema
podem ser fruto de uma variedade de razões: a manipulação de poços, processos de
seleção de interações, procedimento de cálculo de perdas de calor, possíveis erros
no programa e erros nos dados de entrada. Os resultados encontrados serviram para
o desenvolvimento de novos modelos e a otimização do desempenho de simuladores
de reservatórios existentes.
Richardson, W. C., Fontaine, M. F., Haynes, S. (1992) concluíram que os efeitos
da destilação por vapor em reservatórios submetidos à injeção contínua de vapor
precisam ser detalhados e usaram simuladores composicionais na modelagem
numérica para mensurar o desempenho de produção destes reservatórios. Sendo
assim, fizeram uma investigação experimental acerca dos efeitos do calor nas
propriedades da água e de óleos (13 – 33 ° API).
Farouq Ali; Tamin (1995) apresentaram uma ferramenta, envolvendo técnicas
analíticas para previsão do desempenho da injeção cíclica de vapor. O modelo
computacional é baseado em fraturas aquecidas, acoplados com o fluxo de fluidos –
ambos durante a injeção de vapor e produção de óleo e água. Duas situações,
envolvendo diferentes geometrias de fluxo, suportando o fluxo real no campo são
consideradas. Um novo modelo analítico é proposto, o qual usa uma simples equação
linear de fluxo por drenagem gravitacional. O modelo também inclui o efeito da
condutividade horizontal de calor. Os autores concluíram que o novo modelo descreve
adequadamente o fluxo de fluido e calor no reservatório, além de fornecer um meio
rápido de avaliação das operações de injeção cíclica de vapor, otimização e análise
de sensibilidade.
Sousa Jr. (2007) desenvolveu uma ferramenta por meio da abordagem
mecanicista para o escoamento vertical descendente de um vapor em poços, para ser
aplicado na simulação dos parâmetros de injeção de vapor, evitando o máximo
possível a utilização de correlações. Neste modelo, que foi inserido no simulador
51 LinVap-III, o reservatório é representado pela curva de IPR (Inflow Performace
Relationship).
Rodrigues (2008) realizou um estudo sobre a influência da segregação
gravitacional durante o processo de injeção de vapor. Foi analisada, através de uma
simulação numérica, a sensibilidade dos parâmetros da rocha-reservatório e
operacionais, bem como suas respectivas influências no processo. Um estudo de
viabilidade técnico-econômica foi realizado, levando em consideração os altos custos
dessas soluções operacionais apresentadas em relação à receita adicional gerada por
essas mudanças. Dos resultados encontrados, verificou-se que a permeabilidade, a
espessura da zona de óleo, e a viscosidade foram os parâmetros que mais
influenciaram na segregação gravitacional. O aumento da permeabilidade e da
espessura da zona de óleo aumenta a segregação gravitacional e também o fator de
recuperação.
Vasantharajan et al. (2009) realizou um estudo sobre o desempenho da injeção
cíclica de vapor usando poço horizontal. Nesse estudo, a solução de uma formulação
semi-analítica foi comparada com os resultados de um simulador numérico térmico da
CMG (Computer Modelling Group), STARS. Os resultados estão em grande
concordância com os resultados obtidos pelo simulador de reservatórios. Estudos de
sensibilidade para otimização de comprimento (extensão) do poço, drenagem
gravitacional, pressão de fundo do poço e vazão de injeção do vapor foram realizados
com o modelo. Os resultados do modelo criado mostraram que a recuperação de óleo
por drenagem gravitacional para a injeção cíclica de vapor em um poço horizontal
pode ser significante. Um estudo de casos para a otimização da injeção cíclica de
vapor tem sido apresentado para validar a eficácia do modelo proposto.
52 4. MATERIAIS E MÉTODOS
Esse trabalho é um estudo focado no desenvolvimento de um modelo
matemático capaz de mensurar a eficiência de um GV. Além disso, faz uso do GHG
protocol como ferramenta para quantificar as emissões de GEE no processo de
geração de vapor.
A Figura 10 é um esquemático de um gerador de vapor. Nela pode-se observar
medidores de pressão, temperatura e vazão, que fazem parte do elenco de variáveis
comumente manipuladas e utilizadas para o controle operacional desses
equipamentos. No entanto, não há uma ferramenta que faça uso de um modelo
matemático que quantifique diretamente o rendimento desse gerador quando as
variáveis sofrem alteração, principalmente pela forte dependência com propriedades
físico-químicas e termodinâmicas envolvidas nesses cenários.
Figura 10 - Representação de um gerador de vapor
Fonte: UNA Tecnologia Ltda
A primeira etapa consistiu na elaboração de um modelo matemático para
estudo dos diferentes resultados de eficiência quando se alteram algumas variáveis
envolvidas no processo de geração do vapor, como por exemplo, PCI; vazão; pressão;
53 temperatura. Para isso foi utilizado um simulador que é baseado em ambientação
gráfica InTouch (Rockwell Software) e linguagem estrutural LADDER, tornando-o apto
a ser implantado em uma planta funcional em campo. Com o desenvolvimento deste
modelo tem-se o objetivo de mensurar a eficiência energética de um gerador de vapor
quando submetido a diferentes condições de operação, auxiliando assim no
dimensionamento e aplicação do mesmo.
Já para análise da variável ambiental, foi feito um estudo comparativo entre
produção de petróleo, emissões geradas para produzir o mesmo e emissões geradas
na queima desse hidrocarboneto, tais como: materiais particulados (MP), óxidos de
enxofre (SOx), óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de
carbono (CO2) e metano (CH4), além disso o cálculo do dióxido de carbono
equivalente, que agrupa em função da ponderação dos seus níveis de impacto os
compostos CO, CO2 e CH4. O estudo consiste em simulações feitas a partir do
STARS para obter a produção gerada pela injeção do vapor, emissões geradas tanto
na produção do vapor para injetar nos poços quanto na queima de todo o petróleo
gerado e o estudo quantitativo e comparativo entre elas.
Para o desenvolvimento desse foi utilizado o simulador comercial, STARS
(Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) – versão 2007, que
trabalha na forma de simulações numéricas trifásicas de múltiplos componentes da
CMG (Computer Modelling Group) que foi organizado com o objetivo de simular
recuperações térmicas de óleo.
A simulação foi feita com uma conFiguração five-spot invertido, o que define a
distribuição dos poços, constituída de um poço injetor no centro da malha e quatro
produtores nos vértices. Tendo em vista a homogeneidade dos resultados e o tempo
de simulação, a malha foi constituída de ¼ de five-spot, ou seja, ¼ de produtor e ¼
de injetor. Os parâmetros utilizados seguiram dos dados sugeridos por Medeiros et al
(2011).
O modelo estudado foi tridimensional e representa um reservatório
semissintético, com características da Bacia Potiguar em um modelo homogêneo, em
forma de paralelepípedo de dimensões 60 m x 60 m x 32 m, como apresentado na
Figura 11. O reservatório é constituído por uma zona de óleo e capa de gás.
54
Figura 11 - Modelo do Reservatório.
Fonte: Medeiros et al (2011).
O sistema selecionado utiliza coordenadas cartesianas nas direções dos
vetores unitários “i”, “j” e “k”, totalizando 4440 blocos, que constituem a malha de
simulação.
A injeção do vapor foi avaliada por meio das técnicas de injeção contínua e
cíclica, em diversas temperaturas, com o objetivo de avaliar a capacidade da
transferência de calor para o reservatório em diversas situações, principalmente para
os níveis de título de vapor obtidos nos diferentes níveis de qualidade da água.
Foi considerado um reservatório fictício, submetido a um projeto de injeção
continua de vapor, que apresenta as seguintes condições: eficiência do gerador = 0,8,
temperatura do gerador = 70°F, temperatura do vapor = 500,0°F, temperatura do
reservatório = 100°F, pressão do vapor = 215 psia, condutividade das camadas sub e
sobrejacentes = 1,2 Btu/ft.h.°F, capacidade calorífica média da zona de vapor = 35
Btu/ft³.°F, capacidade calorífica média das camadas sub e sobrejacentes = 35
Btu/ft³.°F, tempo de injeção = 3,0 anos, saturação de óleo no início = 0,56, saturação
residual de óleo = 0,10, densidade relativa do óleo = 0,95, porosidade do reservatório
= 0,28, espessura líquida do reservatório = 50ft, espessura total do reservatório = 66ft,
qualidade do vapor no reservatório = 0,7, qualidade do vapor no gerador = 0,8, calor
55 de vaporização = 713,9Btu/lb, densidade da água = 62,4 lb/ft³, CwTs = 361,91 Btu/lb,
CwTr = 77,94 Btu/lb, CwTb = 38,00 Btu/lb, fração de poro injetado, 0,54. Para esse
estudo foi variado um título entre 0,6 e 0,9, e para cada valor foi calculado uma entalpia
a partir do SteamTab (Chemica Logic, 2003), além disso foi obtido um valor de entalpia
da fase vapor de 2796,6 kj/kg.
Na Figura 12 é apresentada a tela de alimentação para vapor saturado,
utilizada nas condições de obtenção dos valores de título. As propriedades do vapor
foram obtidas por meio do SteamTab (Chemica Logic, 2003).
Figura 12 - Tela de alimentação de dados para vapor saturado do SteamTab.
Fonte: autor (2014).
O efeito do vapor foi analisado por meio das técnicas de injeção contínua e
cíclica, em diversas temperaturas, com intuito de avaliar a capacidade dessa
conFiguração para transferir calor ao reservatório em diferentes situações, em
especial para os níveis de título de vapor obtidos nos diferentes níveis de qualidade
da água.
56
As propriedades do reservatório são apresentadas na Tabela 1, conforme
utilizados por Medeiros et al (2011).
Tabela 1 - Propriedades do Reservatório.
Proprieda des do Reservatório Valor Propriedades da Rocha Valor
Capa de Gás – DGOC (m) 2 Compressibiladade Efetiva da Rocha
(1/Pa)
4,4.10-7
Comprimento – i (m) 60 Condutividade Térmica da rocha
(J/m.s.°C)
1,73
Largura – j (m) 60 Condutividade Térmica da Água
(J/m.s.°C)
0,61
Espessura – k(m) 32 Condutividade Térmica do óleo
(J/m.s.°C)
0,13
Profundidade do Reservatório (m) 50 Condutividade Térmica do Gás
(J/m.s.°C)
0,04
Saturação inicial de água (%) 30 Permeabilidade Horizontal – Kh (mD) 1000
Saturação Inicial de óleo (%) 70
Temperatura Inicial (°C) 37,8
Volume “in Place” (m³std) 21509
Fonte: Medeiros et al (2011).
Para estabelecer a quantidade de Gás Natural que foi consumido, considerou-
se o valor do PCI do Gás Natural, conforme Cartaxo (2006) que define-se 38690 kj/kg.
O valor da densidade relativa do gás natural em condições estabelecidas de 20ºC e
1atm, corresponde a 0,76 Kg/m3.
Para estabelecimento dos níveis de emissões, segundo Siqueira (2014), os
coeficientes que descrevem a concentração de poluentes em dois cenários, queima
de óleos combustíveis e queima de gás natural. Para o desenvolvimento desse
trabalho foi considerado um gerador de vapor de 25 MMBTU/h, que enquadra-se na
classe de caldeiras pequenas e médias de acordo com a Tabela 2.
57
Tabela 2 - Coeficiente de concentração de poluentes .
ÓLEO COMBUSTÍVEL (kg/m³)
GÁS NATURAL (kg/10³m³)
POLUENTE FATOR DE EMISSÃO CALDEIRAS MÉDIAS E
PEQUENAS (< 25 x 106 Kcal/h)
FATOR DE EMISSÃO CALDEIRAS MÉDIAS E
PEQUENAS (< 25 x 106 Kcal/h)
Material Particulado Filtrável
1,1 x S + 0,39 0,03
Material Particulado Condensado
0,18 0,091
Dióxido de Enxofre 19 x S 0,0096 Trióxido de Enxofre 0,684xS -
Monóxido de Carbono 0,6 1,344 Óxido de Nitrogênio 5,64 1,6
Óxido Nitroso 0,0636 0,035 Compostos Orgânicos
Totais 0,154 0,176
Compostos Orgânicos Voláteis
0,034 0,088
Metano 0,12 0,037 Dióxido de Carbono (≤1% de Enxofre)
3.000 1.920
Dióxido de Carbono (>1% de Enxofre)
2.928 -
Fonte: SIQUEIRA (2014).
Para o estudo analítico de quanto de emissão foi gerado com toda a queima de
todo o petróleo produzido, utilizou-se a Tabela 2, considerando os parâmetros para o
óleo combustível. Segundo SZKLO (2007), a produção de óleo combustível numa
refinaria de petróleo excede os 60% do volume potencial de combustíveis a serem
produzidos, desta forma para representar e estimar a geração de emissões
considerou-se tal combustível como referência para essa estimativa.
Na Figura 12 foi apresentada a tela de alimentação para vapor saturado,
utilizada nas condições de obtenção dos valores de título.
Para estabelecer a quantidade de Gás Natural que foi consumido, considerou-
se o valor do PCI do Gás Natural, conforme CARTAXO (2006) onde define-se 38690
kj/kg.
O valor da densidade relativa do gás natural em condições estabelecidas de
20ºC e 1atm corresponde a 0,76 Kg/m-3, segundo 16. De acordo com FELDER e
58 ROUSSEAU (2005), o valor utilizado da entalpia da água e do vapor saturado foi
encontrado na literatura. A entalpia da água liquida a 25°C é igual a 104,8 kJ.kg-1 e
para o vapor saturado a 17,9 MPa esse valor corresponde a 2517,78 kJ.kg-1. Com
isso, foi feita a sua variação, chegando a um valor de 2417,98 kJ/kg.
Para ser feito o estudo analítico de quanto de emissão foi gerado com toda a
queima de todo o petróleo produzido, utilizou-se a tabela acima considerando os
parâmetros para o óleo combustível. Segundo, SZKLO (2007) a produção de óleo
combustível numa refinaria de petróleo excede os 60% do volume potencial de
combustíveis a serem produzidos, desta forma para representar e estimar a geração
de emissões considerou-se tal combustível como referência para essa estimativa.
Para o cálculo da emissão de CO2 Equivalente, utilizou-se a Equação 1:
��2�� = �1 ∗ ��2 + �23 ∗ � 4 + �296 ∗ �2�
(1)
Para estimativa dos títulos e eficiência considerou-se o modelo de variáveis do
LADDER apresentado na Figura 1, através das medidas existentes em um gerador de
vapor padrão, de temperatura, vazão e pressão.
59 5. RESULTADOS E DISCUSSÕES
5.1. Modelo Matemático de Balanço Energético de Ger adores de Vapor para Injeção em Campos de Petróleo.
Os geradores de vapor têm em suas principais aplicações a produção de fonte
de calor para diversos processos industriais; aproveitamento energético de efluentes
e até para propulsão mecânica. Todas essas aplicações dependem de uma boa
eficiência térmica do gerador. Sendo assim, Eficiência térmica consiste na parte do
calor liberado pela queima do combustível na fornalha, que é absorvido pela água.
Para desenvolvimento do modelo matemático considerou-se a premissa do balanço
de material e energia, no envoltório do Gerador de Vapor apresentado na Figura 10.
A base de cálculos da eficiência se dá pela equação:
� = � �ú���������
� ∗ 100 (2)
η = rendimento do gerador de vapor, considerando perdas e rendimento do
queimador;
Eútil = Calor útil (J);
Etotal = Calor total (J).
Esta etapa do trabalho consiste no desenvolvimento de um modelo matemático
para estudo dos diferentes resultados de eficiência quando se alteram algumas
variáveis envolvidas no processo de geração do vapor, como por exemplo, PCI; vazão;
pressão; temperatura. Com o desenvolvimento deste modelo tem-se o objetivo de
mensurar a eficiência energética de um gerador de vapor quando submetido a
diferentes condições de operação, auxiliando assim no dimensionamento e aplicação
do mesmo.
5.2 A Eficiência de Um Gerador de Vapor
Para os modelos utilizados, por meio de correlações, foram feitas análises
gráficas e estatísticas de dados obtidos nas literaturas sobre termodinâmica, como por
exemplo, as pressões, temperaturas, entalpias e etc. Feita as análises, foram geradas
60 correlações que melhor se adaptavam ao projeto de acordo com a análise de variância
(anova), obtendo assim valores mais confiáveis de rendimento. Segue abaixo as
análises realizadas respectivamente de entalpia do vapor (Hv), entalpia do liquido na
saída (Hl) e entalpia do liquido na entrada (hl).
Figura 13 - Entalpia do Vapor.
Fonte: autor (2014).
y = -4E-07x4 + 0,0002x3 - 0,0276x2 +
1,3443x + 650,9
R² = 0,9936
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00
En
talp
ia v
ap
or
(kJ/
kg
)
Pressão (Kgf/m²)
Entalpia vapor
Série1
Polinômio (Série1)
RESUMO
Grupo Contagem Soma Média Variância
Coluna 1 28 17717,31 632,7611 2220,032
Coluna 2 28 19648,36 701,7272 2363,312
ANOVA
Fonte da variação SQ gl MQ F valor-P F crítico
Entre grupos 66588,61778 1 66588,62 29,05678 1,58E-06 4,019541
Dentro dos grupos 123750,2839 54 2291,672
Total 190338,9017 55
61
Figura 14 - Entalpia do Líquido na saída (Hl).
Fonte: autor (2014).
Segundo Atkins (1978), a variação de entalpia de vaporização é a diferença
entre entalpia de vapor e entalpia do líquido, dado pela expressão 3:
� �� !"#$�çã! = � − ℎ) (3)
Onde:
∆Hvaporização = variação de entalpia de vaporização (kJ/kg);
Hv = entalpia de vapor (kJ/kg);
Hl = entalpia do líquido (kJ/kg).
y = 1E-07x4 - 2E-05x3 - 0,0082x2 + 2,5397x +
168,04
R² = 0,9977
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00
En
talp
ia l
iqu
ido
(k
J/k
g)
Pressão (kgf/m²)
Entalpia liquido
Série1
Polinômio (Série1)
RESUMO
Grupo Contagem Soma Média Variância
Coluna 1 28 9202,402 328,6572 8050,487
Coluna 2 28 8375,122 299,1115 3154,18
ANOVA
Fonte da variação SQ gl MQ F valor-P F crítico
Entre grupos 12221,29456 1 12221,29 2,181465 0,14549 4,019541
Dentro dos grupos 302526,0014 54 5602,333
Total 314747,296 55
62
Analisando Figuras 13 e 14, percebe-se que para uma condição de
operacionalização de alta pressão ocorre uma diminuição de entalpia de vapor e
aumento da entalpia do líquido. Disso e da análise em conjunto da expressão
� �� !"#$�çã! = � − ℎ), podemos afirmar que ocorre uma diminuição da variação da
entalpia de vaporização, pois durante a transformação da água líquida em vapor
ocorre um processo endotérmico (∆Hvaporização > 0). Dessa forma, considerando a
mesma quantidade de matéria de água percebe-se que em altas pressões precisa-se
de uma menor quantidade de energia para vaporiza-la, ou seja, um maior rendimento.
A expressão 4 evidencia que quanto menor ∆Hvaporização maior será o rendimento.
� = +, �.�./01�+, 2.345 (4)
Quando se trata do bom funcionamento de um equipamento em um processo,
uma das variáveis mais importantes a ser controlada é a eficiência do mesmo, pois
através desse controle é possível ter ideia se o potencial total do sistema está sendo
utilizado, mostrando com isso um melhor aproveitamento de todo o conjunto.
Um gerador de vapor que demonstrasse rendimento energético ideal seria
aquele que obedecesse à equação de balanço energético em índice de 100%, porém,
na prática, esse tipo de consideração é inconcebível devido a algumas perdas
energéticas intrínsecas ao sistema, como por exemplo, tipo de combustível utilizado
ou material utilizado na construção do equipamento.
O cálculo da eficiência de um GV deriva da equação de balanço energético:
�. �6 = �� (5)
Onde:
Ec = Energia Combustão (J);
Ea = Energia absolvida pela água (J).
A energia de combustão pode ser determinada através da equação de
consumo energético:
�6 = ṁ6 ∗ 8�9 (6)
63 Onde:
ṁc = Vazão mássica de combustível (kg/s);
PCI = Poder calorífico inferior (kcal/m3).
E a energia absorvida pela água pode ser calculada através da fórmula:
�� = ṁ� ∗ � � − ℎ) (7)
Onde:
η = rendimento do gerador de vapor, considerando perdas e rendimento do queimador
ṁa = Vazão mássica de água (kg/s);
Hv = Entalpia do vapor (kJ/kg);
hl = Entalpia do liquido (kJ/kg).
Feito este equacionamento é feita a substituição das equações (6) e (7) na
equação (3), resultando:
� ∗ ṁ6 ∗ 8�9 = ṁ� ∗ � � − ℎ) (8)
O esquema 1 ilustra o desenvolvimento da equação 8.
64 Esquema 1 - Desenvolvimento de uma expressão para o cálculo do rendimento
de um GV.
� ∗ ṁ6 ∗ 8�9 = ṁ� ∗ � � − ℎ)
Para o fechamento da equação resultante da eficiência da bomba, é necessário
conhecer os valores de Hv, que podem ser obtidos pela equação (9):
� = : ∗ �3;<= + �1 − : ∗ )3;<= (9)
Onde:
X = Título do vapor (adimensional)
O valor do título do vapor precisa ser determinado para encontrarmos a variável
desejada, Hv. Murdock (1960) propôs a equação 8 para medição de vapor saturado
com placas de orifício, adicionando alguns fatores de correção, um desses fatores é
relativo ao título de vapor, o mesmo é considerado para encontrar o valor da Entalpia
do vapor:
> = ?@A?,CD∗�?0@∗EFG/F�
(10)
Onde:
65 ρg = Densidade do gás (kg/m3);
ρl = Densidade do liquido (kg/m3).
Para a obtenção do valor de “x” na equação (10) é preciso o valor de “F”, o qual
é calculado pela expressão:
> = �/∗IJKL�M�#N��/∗IJKL�OPQ"�N�
(11)
Onde:
Qv = Vazão volumétrica, em m3/s, (entrada e saída)
Ve = Volume específico, em m3/kg, (do vapor, na saída, e da água, na entrada)
Para calcular o valor de cada Volume específico (Ve) desenvolveu-se
correlações, obtendo-se as seguintes, em função da pressão:
RSOPQ"�N� = −7� − 13 ∗ 8U + 2� − 10 ∗ 8V − 2� − 08 ∗ 8X + 1� − 06 ∗ 8C − 3� − 05 ∗ 8 + 0,001
(12)
RSM�íN� = 8� − 14 ∗ 8D − 6� − 11 ∗ 8U + 2� − 08 ∗ 8V − 3� − 06 ∗ 8X + 0,000 ∗ 8C − 0,012 ∗ 8 +0,268 (13)
O algoritmo de cálculo pode ser representado pelo esquema 2.
66
Esquema 2 - Cálculo do rendimento.
Encontrado o valor do título do vapor, ainda restam, para o fechamento da
equação (9), os valores de Hvpuro e Hlpuro. Para isso foram geradas em plataforma
EXCEL, duas correlações que melhor modelam as duas variáveis nas faixas de
pressão (20 – 225 kgf/m/2) mais usuais, que são:
�3;<= = −0,0000004 ∗ 8V + 0,0002 ∗ 8X + 0,0276 ∗ 8C + 1,3443 ∗ 8 + 650,9 (14)
)3;<= = 0,0000001 ∗ 8V − 0,00002 ∗ 8X − 0,0082 ∗ 8C + 2,5397 ∗ 8 + 168,04 (15)
67
Esquema 3 - Cálculo do rendimento.
Após encontrados os valores de Hvpuro e Hlpuro, é feita a substituição na equação
(7), completando a formula e dando condições para a definição do valor de Hv para
ser substituído na equação (6), a qual é nossa equação final contendo a variável de
eficiência do GV. Feita tal substituição, a única variável faltante se torna a hl, que, da
mesma forma do Hvpuro, foi feita uma correlação dos valores de entalpia do liquido
com os dados de temperatura em graus Celsius (T), resultando no modelo:
ℎ[ = 0,000004 ∗ \X − 0,0016 ∗ \C + 1,2845 ∗ \ − 18,25 (16)
Assim conclui-se o equacionamento necessário para encontrar a eficiência do
gerador de vapor, deixando apenas como entradas as vazões de entrada e saída
coletadas pelos equipamentos de medição e o valor do PCI do combustível obtido em
Tabelas. Os valores de vazão coletados podem ser de vazão volumétrica obtidos
utilizando placas de orifício, com isso é proposta a conversão para vazão mássica
para adequação à equação apresentada. A conversão é realizada por:
]+ = ]� ∗ RO0? (17)
Onde:
68 Qm = vazão mássica (kg/s)
Qv = vazão volumétrica (m3/s)
Para melhor entendimento da linha de cálculos a ser seguida, foi montado um
fluxograma de blocos, mostrando o caminho a ser seguido para o cálculo final, que é
o do rendimento do GV, apresentado na Figura 15.
Figura 15 - Fluxograma de Blocos.
Fonte: autor (2014).
A partir dos fluxos oriundos dos instrumentos instalados no gerador de vapor,
é então possível a estimativa das variáveis de título e eficiência térmica do sistema.
Sendo, então, desenvolvido o modelo para estimativa do título e da eficiência a partir
de variáveis diretas do controle de processo.
5.3 Estimativa de Emissões
Segundo CARVALHO e LACAVA (2003), os principais agentes da poluição
69 atmosférica em gases de combustão são: materiais particulados (MP), o monóxido de
carbono (CO), o dióxido de carbono (CO2), os óxidos de nitrogênio (NOx) e os óxidos
de enxofre (SOx). Com isso foi feita uma análise comparativa da geração de emissões
atmosféricas na queima de dois combustíveis: Gás Natural – com o objetivo de gerar
vapor para injeção em poços de petróleo – e uma consideração para o óleo
combustível – como parâmetro para a queima de todo o petróleo produzido. Com isso,
foi feita análise quantitativa e comparativa das emissões geradas na queima dos
combustíveis, mostrada através dos gráficos e Tabelas abaixo.
As Figuras 16, 17, 18, 19 e 20 mostram a quantidade dos compostos – Metano
(CH4), Óxido Nítrico (NO2), Material Particulado Condensado (MPC), Material
Particulado Filtrável (MPF), Composto Orgânico Total (TOC), Composto Orgânico
Volátil (VOC), Dióxido de Enxofre (SO2), Dióxido de Carbono (CO2) e Dióxido de
Carbono Equivalente (CO2Eq) – gerados na queima do gás natural, todos em
Quilograma (kg), relacionados com a produção do reservatório em metro cúbico (m³).
70
Figura 16 - Gráfico de geração de emissões: CH4, MP C, MPF, NO2 em kg por óleo produzido em m³.
Fonte: autor (2014).
O eixo vertical do gráfico apresentado na Figura 16 representa a massa (kg) de
emissões (dos compostos CH4, MPC, MPF e NO2) atmosféricas dividido pela
quantidade de volume, em metros cúbicos, de petróleo produzido. Da análise desse
gráfico, percebe-se que a utilização de um vapor de melhor qualidade, ou seja, de
maior título, provoca um efeito positivo na razão emissão/produção. Em outras
palavras, quanto maior o título do vapor mais emissões teremos, no entanto, a relação
emissão/produção sofrerá uma queda, o que torna viável o uso de vapor de melhor
qualidade, pois apesar do aumento na quantidade de emissão teremos um efeito
compensatório no volume de petróleo produzido.
71
Figura 17 - Gráfico da geração de Emissões: TOC, VO C e SO2 em kg por produção do reservatório em m³.
Fonte: autor (2014).
O eixo vertical do gráfico apresentado na Figura 17 representa a massa (kg) de
emissões (dos compostos TOC, VOC e SO2) atmosféricas dividido pela quantidade
de volume, em metros cúbicos, de petróleo produzido. Da observação desse gráfico,
percebe-se que para vapores de maior título ocorre uma diminuição da razão
emissão/produção, ou seja, apesar do aumento na quantidade de emissão
trabalhando com vapor maior título, teremos um amento mais significativo nos
volumes de petróleo produzido, o que torna o viável o uso de vapor de melhor
qualidade.
72
Figura 18 - Gráfico da geração de Emissões: CO2 em kg por produção do reservatório em m³.
0,6 0,7 0,8 0,9
13000
14000
15000
16000C
O2
(kg/
m³)
Titulo (%)
CO2 (kg/m³)
Fonte: autor (2014).
Na Figura 18, o gráfico representa-se, no seu eixo vertical, a razão entre a
massa de CO2, em quilograma, e o volume de petróleo produzido, em metro cúbico.
Observe que a utilização de vapores de maior título provoca uma redução brusca da
razão emissão/produção. Do gráfico, percebe-se que para um vapor de título 0,6 a
razão emissão/produção atingi valores em torno de 15 000 kg/m3, no entanto, o uso
de um vapor como título de 0,9 essa razão decresce para valores em torno de 13000
kg/m3, ou seja, quando se trabalha com vapores de menor qualidade os resultados
ambientais são piores.
73
Figura 19 - Gráfico da geração de Emissões: CO2Eq e m kg por produção do reservatório em m³.
0,6 0,7 0,8 0,9
13000
14000
15000
16000C
O2
Eq
(kg/
m³)
Titulo (%)
CO2 Eq (kg/m³)
Fonte: autor (2014).
Na Figura 19, o gráfico mostra o comportamento decrescente da razão
emissão/produção do CO2 equivalente. Observe-se que operando-se um gerador de
vapor com maior eficiência, logo, como um vapor de maior título, tem-se uma razão
de emissão/produção de menor valor, o que comprova o menor impacto ambiental
causado pelo uso de vapor de melhor qualidade.
74
Figura 20 - Gráfico da geração de Emissões: CO em k g por produção do reservatório em m³.
0,6 0,7 0,8 0,9
0,009
0,010
0,011
0,012C
O (
kg/m
³)
Titulo (%)
CO (kg/m³)
Fonte: autor (2014).
Na Figura 20, o gráfico também apresenta uma redução na razão
emissão(CO)/produção como o uso de vapores de maior título, ou seja, com a
utilização de vapores de melhor qualidade ocorre um efeito um aumento na
quantidade de emissão de CO, no entanto, o aumento na produção de petróleo é bem
mais significativo, isto é, o produzir petróleo com vapores de maior título tem-se
resultados ambientais melhores.
Observa-se uma diminuição em todos os poluentes com o aumento do título
que varia de 0,6 até 0,9, devido à relação feita com a produção em m³ que tem um
grande aumento com a injeção do vapor no reservatório. Considerando todo o petróleo
gerado na produção.
A Figura 21 apresenta uma relação entre todas as emissões geradas com o
petróleo produzido por todas as emissões geradas durante a produção do vapor para
injeção em poços de petróleo. O gráfico mostra um aumento considerável em dois
poluidores: Composto Orgânico Volátil (VOC) e monóxido de carbono (CO),
apresentando valores maiores com o aumento do título.
75
Figura 21 - Gráfico representativo de emissões para diferentes títulos, em porcentagem.
0,6 0,7 0,8 0,90,0
0,1
0,2
0,3
0,4
I.E.A
. (%
)
Titulo (%)
CO2 Eq (%) CO2 (%) VOC (%) CH4 (%) TOC (%) N2O (%) NOX (%) CO (%) SO2 (%) MPC (%) MPF (%)
Fonte: autor (2014).
76
Figura 22 - Gráfico do volume de Óleo acumulado em relação aos meses.
0 125 250 375 500 625 750 875 1000 1125 12501
10
100
1000
10000
100000V
olum
e A
cum
ulad
o de
Ole
o (m
³)
Meses
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
Titulo
A Figura 22 mostra que vapores de maior título acumulam um maior volume de
petróleo no mesmo intervalo de tempo, ou seja, utilizando vapores de melhor
qualidade o gerador de vapor apresentará rendimentos maiores.
77
Figura 23 - Gráfico do volume produzido relacionado ao título.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,00
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
Vol
ume
Pro
duzi
do (
m³)
Titulo do Vapor
Equation y = A1*exp(-x/t1) + y0
Adj. R-Square 0,95892
Value Standard Error
B y0 124165,13031 6686,38491
B A1 -411275,13128
227916,14161
B t1 0,2011 0,06311
A Figura 23 evidencia que o crescimento na produção de petróleo sofre
influência do título do vapor. Da leitura desse gráfico, percebe-se que vapores de
maior título provocam uma maior produção de petróleo.
A Tabela 3 representa modelos de equações lineares divididas por seus
coeficientes “A” e “B” e o coeficiente de determinação (R) para estudos futuros em
relação a esse tema, relacionando as emissões na queima do gás natural por toda a
produção de petróleo gerada pela injeção do vapor.
Tabela 3 - Tabela representativa de coeficientes de uma equação linear e o coeficiente de determinação de cada equação para ca da poluente.
POLUENTE A B CO2/BBl - 9.150,86 20.888,3 CH4/BBL - 0,0002 0,0004
CO2Eq/BBL - 9.150,92 20.888,4 MPC/BBL - 0,000434 0,0010 MPF/BBL - 0,000143 0,0003 TOC/BBL - 0,000839 0,0019 VOC/BBL - 0,000419 0,0010 N2O/BBL - 0,000167 0,0004 NOX/BBL - 7,6257 17,4069
78
CO/BBL - 0,0064 0,0146 SO2/BBL - 0,0000 0,0001
Fonte: autor (2014).
Figura 24 - Fluxograma de Blocos
Fonte: Autor
79 6. CONCLUSÃO
Com base nos resultados obtidos neste trabalho é possível concluir que:
Foi desenvolvido um modelo matemático que combinada com simulador
InTouch (Rockwell Software) mostrou ser um dispositivo capaz de calcular os valores
das eficiências com excelentes valores de precisão, podendo ser implementado para
as telas de supervisórios ou telas de controle operacional para os equipamentos de
geração de vapor.
Utilizando-se desse modelo matemático desenvolvido e provocando alterações
nas variáveis envolvidas nos processos de geração de vapor, foi possível desenvolver
um mecanismo para o cálculo das eficiências e títulos do vapor produzidos por um
gerador de vapor, podendo ser implementado em simuladores dinâmicos ou para
cálculos para apresentação direta nos sistemas supervisórios desses equipamentos.
Com o auxílio desse modelo, o gerador de vapor pode ser otimizado para
direcionamento para patamares de vapores de melhor qualidade, ou seja, de maior
título, que, se (ou quando) utilizados nos processos de recuperação de petróleo,
provocam crescimento na produção deste.
Foi possível desenvolver um algoritmo de cálculo para analisar os níveis do
título produzidos e da eficiência térmica da geração do vapor, por meio da modelagem
com os dados dos instrumentos convencionais adotados nesse equipamento,
combinados às estimativas para as emissões atmosféricas produzidas. Sendo uma
um modelo de controle ambiental, sem a necessidade de investimentos robustos na
aquisição de sensores ou analisadores online para determinação desses parâmetros
de processos.
O GHG Protocol combinado com modelos matemáticos citados no trabalho e o
simulador STARS demonstrou ser uma ferramenta adequada para estudos
comparativos, apresentando resultados lógicos e aderentes a estudos semelhantes
descritos na literatura.
Para estudos futuros recomenda-se a validação desse modelo matemático em
80 um equipamento em escala real, com a monitoração por meio analítico dos
parâmetros de emissões atmosféricos e título de vapor para validação do modelo
idealizado.
81 7. REFERÊNCIAS
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recuperação avançada de petróleo. 4º PDPETRO, Campinas, São Paulo, 2007.).
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Projetos em Exploração e Produção de Petróleo, IBP 32801, Rio de Janeiro, 2001.
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do Gás Natural de 2004, ANP, Rio de Janeiro, 2005.
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Rio de Janeiro, 1978.
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IBP. 3° Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás. 2004.
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Produção ao Consumo Final, Tese de M.Sc., PPE/COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro,
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