1
INTRODUÇÃO
A descoberta de hidrocarbonetos da camada de sal, colocaram-se em posição
de destaque na indústria do petróleo. Com uma reserva estimada de 5 à 8 bilhões
de barris, o pré-sal brasileiro é uma das maiores descobertas no sector petrolífero
mundial.
Contudo, a extracção do óleo destes reservatórios requer mais tecnologia e
investimento. O custo de cada barril em um reservatório brasileiro é de 10 dólares
e o do pré-sal é de cerca de 15 dólares, ou seja, valor 50% superior. Com isso,
faz-se necessário a utilização de métodos alternativos para melhorar a produção
e tentar reduzir os custos, já que o preço do óleo no mercado internacional se
encontra baixo, cerca de 45 dólares o barril.
Um método de recuperação avançada bastante usado na indústria do petróleo é
o de injeção de gás miscível para aumentar o fator de recuperação dos
reservatórios, normalmente maduros. Os ótimos resultados obtidos nos Estados
Unidos credenciam o CO2 para ser o gás utilizado.
1.1
PROBLEMA
Com a dificuldade da descoberta de novas
reservas e a crescente demanda de combustíveis fósseis, faz-se necessário a
utilização de novos métodos de recuperação para melhor explorar os
reservatórios já descobertos. Os reservatórios do pré-sal brasileiro, descobertos
nos anos 2000, são uma das maiores descobertas na indústria de petróleo no mundo.
Entretanto, as dificuldades geradas pela espessa camada de sal existente e as
grandes profundidades dos mesmos tornam a exploração muito mais difícil e mais
cara. Além disso, a enorme produção de CO2 é mais uma dificuldade encontrada.
Já que a presença do mesmo no óleo necessita de uma mudança nos materiais nas
tubulações e equipamentos da produção devido à alta corrosão e também da
necessidade de separação dos gases devido às questões ambientais.
Com tantas dificuldades na
exploração, que gera um maior custo para produção, o uso de um método de
recuperação avançada para aumentar a produção se torna aconselhável. E ainda
por cima, a transformação de um grande problema, a produção de CO2, em solução
para a melhora de produção, é o melhor dos casos.
1.2 O BJETIVO
O objetivo deste trabalho é verificar, através
de uma revisão literal,a possibilidade de transformar um grande problema de
produção, presença de CO2, em uma forma de melhorar o fator de recuperação e
tornar mais viável a produção do pré-sal brasileiro. A transformação se daria
pela injeção do gás carbônico no próprio reservatório para melhor a recuperação
de óleo.
Primeiro
será feito uma explicação do método citado,expondo os pontos positivos do
método e seus parâmetros mais importantes. Em sequência será feito uma breve
caracterização do pré-sal, citando algumas características físicas do
reservatório e do óleo encontradona literatura. E por fim, será realizado uma
comparação das condições do reservatório do pré-sal com os parâmetros
necessários para o funcionamento do método.
2. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA
Para um melhor entendimento do
trabalho, faz-se necessário a explicação de alguns conceitos de engenharia de
petróleo e de EOR.
2.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS
A seguir, será explicado alguns
conceitos básicos da engenharia de petróleo para
facilitar o
entendimento do trabalho.
2.1.1 PERMEABILIDADE
RELATIVA
Permeabilidade absoluta de um meio
poroso é amedida da sua capacidade de se deixar atravessar por um fluido.
Termo, este, usado para rochas saturadas para um único fluido.
Figura 1 Fluxo linear.
A equação 1 descreve um fluxo linear
de um fluido com viscosidade “μ”, o tamanho do meio poroso “L” e área da secção
transversal “A”. A permeabilidade “k” é uma constante de proporcionalidade
característica do meio poroso. Segundo Thomas et al (2001), a definição da
unidade de medida da permeabilidade, Darcy, é a permeabilidade de uma rocha na
qual um gradiente de pressão de 1 atm/cm promover a vazão de 1cm³/s de um fluido
de viscosidade de 1cp, através de uma área transversal ao fluxo de 1cm².
Segundo Rosa (2006), a
permeabilidade absoluta não depende do fluido injetado, é uma propriedade da
rocha. Entretanto, algumas características dos fluidos injetados alteram os
valores medidos da permeabilidade:
-Utilização de gases para medição
–os valores medidos para permeabilidade são maiores que os reais devido ao
escorregamento do gás nas paredes do meio poroso, fenômeno conhecido como
efeito Klinkenberg.
- Utilização de água para medição –a
interação da água injetada, quando sua salinidade é menor que a de formação,
gera uma redução da permeabilidade devido ao
argila existente.Para dois ou
mais fluidos, é utilizado o conceito de permeabilidade efetiva para se referir
a capacidade de escoar de cada fluido no meio poroso de permeabilidade k. As
permeabilidades efetivas aos fluidos dependem das saturações de cada um dos fluidos
no meio poroso. A cada valor de saturação de um fluido corresponde a um valor de
permeabilidade efetiva àquele fluido.
A
permeabilidade relativa é o valor da permeabilidade efetiva normalizada, isto
é,
é a razão entre
os valores da permeabilidade efetiva a um fluido por um valor base, geralmente
é a permeabilidade absoluta. Segundo Lake,2007, a permeabilidade relativa varia, geralmente, entre 0 e 1 e é
função da saturação de fluidos no meio poroso.
2.1.2 FATOR DE RECUPERAÇÃO
O fator de recuperação é a razão
entre o volume final de óleo produzido ou estimativa de produção de um
reservatório pelo volume de óleo in place,ou seja, volume
de óleo contido
na formação. Sendo considerado como um dos parâmetros mais
importantes da
indústria de petróleo (Almeida, 2004).
2.1.3 MOLHABILIDADE
Segundo Agbalaka (2008), a
molhabilidade é definida como a tendência da rocha reservatório estar
preferencialmente em contato com um determinado fluido em um sistema bifásico
ou multifásico.
Para um sistema com dois fluidos
imiscíveis, o fluido mais atraído pela superfície do solido é chamado de fluido
molhante, (Green e Willhite, 1998). Ainda de acordo com Agbalaka (2008), a
composição química do fluido é o que define qual fluido será o molhante. Já o
grau da molhabilidade é fortemente afectado por três fatores, adsorção ou
dessorção dosconstituintes da fase óleo, mineralogia da rocha reservatório e a
deposição do filme e capacidade de espalhamento da fase óleo. Um dos métodos
para definir o qual fluido é o molhante é o método do ângulo de contacto. Na
figura 2 é mostrado o método.
2.1.5 FINGERING
Fingering é um fenómeno que ocorre
nos projectos de injecção de fluidos em um reservatório. O fluido percorre o
caminho mais fácil entre o poço injector e o produtor, não drenando por
completo a região desejada. A figura 4 mostra um exemplo.
2.2 CLASSIFICAÇÃO DOS MÉTODOS DE EOR
2.2.1 Métodos Químicos
Consiste na injecção de um fluido no
reservatório com o objectivo de interagir quimicamente com os fluidos e ou a
rocha do reservatório. Segundo Costa (2014), existem várias técnicas
diferentes, com diferentes compostos químicos utilizados, cada qual com um objectivo
diferente.
Principais compostos químicos utilizados:
-Polímeros: Um
polímero é uma macro molécula, composta pela repetição de uma molécula menor, monómero,
tendo uma massa molecular elevada. Por serem grandes e compridos, os polímeros
aumentam a viscosidade da solução aquosa, gerando um melhor contacto entre o
fluido injectado e o óleo do reservatório, tendo uma melhor eficiência de
varrido areal e, consequentemente, a fracção de recuperação. Os principais polímeros
utilizados são a poliacrilamida e a goma de xantana.
-Surfactantes: São compostos
orgânicos que apresentam carácter anfílico, ou seja, hidrofílico e hidrofóbico.
Esta característica gera uma redução da tensão inter-facial entre o óleo e a
água, gerando uma melhora da eficiência de deslocamento. Devido à baixa
viscosidade, a injecção de Surfactantes não gera uma melhor eficiência de
varrido.
-Alcalis: São compostos que quando
dissolvidos em água, aumentam o PH. O efeito da injecção no óleo é a reacção
química com os ácidos graxos presentes no óleo gerando tensoativos (surfactantes)
in-situ.Uma vantagem, em relação à infecção de surfactantes é o baixo custo das
soluções alcalinas.
Além dos métodos de injecção
separados, há também, técnicas que utilizão a
combinação de
dois ou mais compostos químicos, tornando o método mais completo e
eficaz para uma
melhor recuperação. Tem-se como destaque o método SP (surfactante polímero),
que consiste na injecção de surfactante e polímero em conjunto, e o método ASP
(álcali-surfactante-polímero), que consiste na injecção conjunta de polímeros,
surfactantes e
alcalinos (Borges, 2004).
2.2.2 Métodos térmicos
Alguns reservatórios apresentam
óleos com um baixo grau API. Estes óleos se caracterizam pelo alto peso
molecular e alta viscosidade. Para esse tipo de reservatório a recuperação
secundaria, injecção de água e gás imiscível, é ineficaz devido à grande
diferença entre
as viscosidades do óleo e do fluido injectado, como consequência teria a
criação de
caminhos preferenciais, fingerings, o que gera uma rápida produção do fluido
injectado e uma
baixa eficiência de varrido. Os métodos térmicos surgiram parar melhorar a fracção
de recuperação destes tipos de reservatório. De acordo com Queiroz (2006), o método
se baseia no fato físico-químico que, ao ser aquecido, o óleo sofre uma grande
redução da viscosidade.
2.2.3 Métodos
Microbiológicos
Segundo Donaldson (1989), o método
se baseia na injecção de micróbios capazes de interagirem, seja com o óleo,
água ou as rochas do reservatório ou então, que sejam capazes de modificar os
microrganismos já existentes no reservatório. Lake et al.(2015) complementa
Donaldson (1989) afirmando que estes produtos gerados pelos microrganismos
atuam no óleo como as técnicas
apresentadas nos outros métodos, pois acontece a produção dos mesmos produtos injectados
pelos outros métodos, como os surfactantes, biopolímeros, solventes, ácidos
orgânicos e a liberação de gás, normalmente CO2.
2.2.4 Métodos Nanotecnológicos
O uso de nanotecnologia como método
de recuperação avançada na indústria de petróleo é muito recente, sendo pouco
explorado até o momento. Entretanto, de acordo com Drexler et al (2012) há
diversas possibilidades de aplicações em inúmeros segmentos onde os métodos já
conhecidos são pouco eficientes ou então para potencializar os efeitos dos
mesmos nos reservatórios. Algumas das aplicações pertinentes na área de EOR
são: como agentes emulsificantes/estabilizadores de espumas, como traçadores,
modificadores de molhabilidade, modificadores de pressão de disjunção, como
carregadores de surfactantes, entre outras aplicações variadas.
2.2.5 Métodos Miscíveis
Consiste na injecção de um fluido
que seja miscível com o óleo do reservatório, normalmente os mais usados são o
dióxido de carbono, solventes orgânicos (gasolina, diesel, ...) e gases
hidrocarbonetos.
3 INJEÇÃO DE CO2
Antes de apresentar os efeitos do
CO2, será exposto as propriedades químicas do mesmo.
3.1 PROPRIEDADES FÍSICAS
DO CO2
O CO2 puro é um gás incolor,
inodoro, inerte e não combustível. O seu peso molecular nas condições padrão de
temperatura e pressão é de 44,01 g/mol, segundo Carcoana, 1992, o que é,
aproximadamente, uma vez e meia maior que o do ar.
outras propriedades importantes, como:
Temperatura
crítica – 31, 05ºC;
Pressão crítica
– 73, 9 bar;
Temperatura do
ponto triplo - 56,6ºC;
Pressão do
ponto triplo – 5, 10 bar.
Em geral, as temperaturas dos
reservatórios de petróleo são superiores a 30,7ºC, o que faz com que a injecção
de CO2 seja feita na condição de fluido supercrítico, (Lake,1989). No estado
supercrítico, o CO2 se comporta como líquido em relação a densidade e como gás
em relação a viscosidade (Amarnath, 1999). De acordo com Lake, 1989, o CO2, nas
condições supercríticas, apresenta densidade maior que a do ar, isso faz com
que o CO2 esteja menos susceptível à segregação gravitacional durante o
deslocamento do ar.
Ainda segundo Lake, 1989, apesar da
viscosidade nas condições supercríticas ser menor que a da água ou dos
hidrocarbonetos líquidos, o que causaria uma redução da razão de mobilidade, o
uso do CO2 como gás miscível é maior que os demais devido a sua viscosidade ser
cerca de duas vezes e meia maior que a dos outros gases utilizados.
3.2 HISTÓRICO DE INJEÇÃO
DE CO2
O uso da injecção
de CO2 como método de recuperação de óleo aparece pela primeira vez na
literatura no ano de 1916, aparecendo apenas como uma curiosidade de
laboratório. Na década de 50, a indústria começou a olhar mais seriamente a injecção
de gases miscíveis. Começando pelos miscíveis num primeiro contacto, como o
propano, o gás liquefeito de petróleo e o gás natural. Entretanto, com seus
altos custos e por impróprio para seu tempo devido à baixa viscosidade dos
mesmos, o CO2 como gás miscível voltou a ser estudado. O primeiro projecto, em pequena
escala, no campo de Ritchie, começou a injecção de CO2 em 1964. Segundo
Amarnath (1999) e Mathiassen (2003), a injeção de CO2 em grande escala
iniciou-se em 1972 no campo de SACROC (Scurry Area Canyon Reef Operators
Comitee), no reservatório depletado de Kelly-Snyder na parte leste da bacia do permiano.
O reservatório era carbonático verticalmente compartimentado por zonas de
folhelho impermeável, tornando o fluxo do reservatório essencialmente
horizontal e como tinha como característica a produção de óleo leve. De acordo
com Meyer (1999), a vazão de injecção de CO2 era de 220 milhões de pés cúbicos
diários e provinha de plantas de processo de gás natural próximas à região.
Na década de 1970, o aumento do
preço do óleo em conjunto com os bons resultados dos campos pilotos promoveram
um aumento da produção de óleo com esse método de recuperação. De acordo com
Amarnath (1999), na década seguinte, apesar da estabilidade do preço do
petróleo e a redução em E&P das indústrias petrolíferas, houve
um aumento na
utilização deste método. Tendo como principal motivo a construção de
dutos de longas
distancias que transportavam C02 de depósitos naturais.
3.3 TIPOS DE INJEÇÃO DE
CO2
Mungan (1991) mostra os diversos
tipos de injeção e de utilização de CO2 para recuperação de óleo já estudados
ou aplicados no campo:
- Estimulação com C02 –Método
consiste em injetar, primeiramente, no reservatório um volume de CO2 e fechar
os poços injetores e produtores por alguns dias, como não há produção, a
injeção causa um aumento de pressão do reservatório e, posteriormente, uma
miscibilidade do CO2 no óleo. Alterando as propriedades do mesmo, após um
intervalo de tempo, o poço produtor é reaberto com a ajuda de um cavalo-de-pau,
facilitando a produção.
- Injecção contínua de CO2 – Método
consiste na injecção ininterrupta de gás carbónico no reservatório, através de
um poço injector e produzido concomitantemente no poço produtor.
- Injecção de CO2 junto com H2S ou
SO2 – Método que consiste na injecção de CO2 combinado com H2S para reduzir a
MMP (Minimum miscibility pressure).
- Injecção de CH4 junto com CO2 – Método
que consiste na injeção de CO2 junto com metano para aproveitar a estabilidade
gravitacional.
3.4 EFEITOS DA INJECÇÃO
DECO2
Segundo Rosa et al (2006), a injecção
de CO2 tem como finalidades a manutenção da pressão do reservatório ou alterar
as interacções rocha-óleo ao se misturar com o óleo.
O principal objectivo da injecção de
gás miscível é aumentar a eficiência de deslocamento e reduzir a saturação de
óleo residual (Teletzke et al, 2005).Mungan (1991) afirma que os parâmetros
temperatura e pressão são os responsáveis pela miscibilidade ou não da mistura
óleo-CO2. Os principais mecanismos afectados pela injecção de CO2 e que são
importantes para recuperação de óleo, sendo o deslocamento miscível ou não,
são:
- Redução da viscosidade do óleo:
Segundo Simon e Graue (1965) e Carcoana (1992), a dissolução do CO2 reduz,
consideravelmente, a viscosidade do óleo. De acordo com Carcoana (1992), os
efeitos do CO2 na redução da viscosidade do óleo e leve aumento da viscosidade
da água actuam em conjunto para reduzir a mobilidade água/óleo.
- Vaporização do óleo: O efeito de
vaporização do óleo ocorre quando há a extracção de componentes do óleo pela
fase gasosa do CO2, alterando gradativamente a composição do óleo. Esse efeito
ocorre principalmente quando as condições do reservatório não são favoráveis a
dissolução do CO2. Segundo Rosa et al (2006), o CO2, em comparação com o gás
pobre, possui um intervalo de vaporização maior que o deste tipo de gás, sendo
capaz de extrair componentes mais pesados, entre C3 e o C30. Consequentemente, o uso desse gás para óleo mais pesados e com menos
componentes leves é mais indicado que o gás pobre.
- Inchamento do
óleo: O inchamento do óleo está relacionado ao aumento de volume causado pela
dissolução do gás no óleo. De acordo com Carcoana (1992), este aumento é da
ordem de 10 a 20%. Além disso, também há um aumento do factor de recuperação,
pois para uma mesma saturação residual, a massa de óleo passa a ser menor
devido a dissolução de CO2.
- Efeitos
ácidos em rochas carbonáticas e argilosas: O CO2 em contacto com a água, presente
nos reservatórios de óleo, gera um aumento da viscosidade e formação de ácido carbónico.
Segundo Carcoana (1992)o aumento da viscosidade atua em benefício da eficiência
de varrido e a formação de ácido, nas rochas argilosas, estabilização e dificultam
o inchamento e bloqueio dos meios porosos, e, nas rochas carbonáticas, na
dissolução de carbonatos de cálcio e magnésio causando um aumento da
permeabilidade da rocha e, consequentemente, uma melhora na injetividade e no
fluxo poroso.
- Mecanismo de
Gás em solução: Injecção de CO2 actua na manutenção da pressão do reservatório
após a abertura do poço para produção.
- Efeitos da
Miscibilidade: Causam uma redução nas tensões interfaciais entre as fases água
e óleo e, por conseguinte, a redução na saturação de óleo residual (Carcoana,1992).
3.5 DESLOCAMENTO MISCÍVEL DE ÓLEO
A utilização do
método de recuperação avançada de injecção de CO2 miscível é muito indicado
quando, mesmo após a recuperação secundaria –injeção de água e ou gás não
miscível -, tenha uma saturação residual considerável. Segundo Carcoana (1992),
o óleo residual, esteja ele em uma fase descontínua na zona varrida pela
recuperação secundária ou em uma fase contínua na zona não varrida, está ali
aprisionado devido às forças capilares e tensões interfaciais. Para retirada do
mesmo é necessário a injecção de algum fluido que altere as propriedades do
sistema e reduza as forças de aprisionamento.
Para obter o
sucesso do método de injeção de gás miscível, ou seja, reduzir a quase zero as
tensões interfaciais, é necessário que a temperatura e pressão do reservatório
seja suficiente para alcançar a composição crítica da mistura (Gasem et al,
1995). Segundo Lake (2007), os principais problemas na injecção de fluidos são
os fingerings e as zonas de alta permeabilidade, estes reduzem a eficiência do
deslocamento.
A diferença das
densidades entre os fluidos, injectado e óleo, ainda pode resultar em um outro
empecilho para o deslocamento, a segregação gravitacional, podendo varrer
apenas a parte superior do reservatório. Segundo Carcoana (1992),nas condições
normais de pressão e temperatura dos reservatórios o CO2 não é miscível com os
óleos presentes em um primeiro contacto.
Entretanto, em
certas condições de pressão e temperatura e em composições especificas do óleo,
é possível ocorrer a miscibilidade em múltiplos contatos. Outros dois
parâmetros importantes para alcançar sucesso do método são o MMP (pressão
mínima de miscibilidade) e o MME (enriquecimento mínimo de miscibilidade).
3.6 VANTAGENS E DESVANTAGENS DO USO DE CO2 COMO GÁS MISCÍVEL
A primeira e
mais importante vantagem em comparação com os outros gases, é que o uso do CO2
é capaz de extrair componentes mais pesado do óleo que os demais gases miscíveis
usados em EOR. Outra importante vantagem é que o inchamento do óleo causado
pelo dióxido de carbono é muito maior que o proveniente do uso do metano
(Mathiassen, 2003). Ainda de acordo com Mathiassen (2003), assim como os outros
gases, o uso de dióxido de carbono promove as seguintes alterações no sistema:
o inchamento do óleo, redução da viscosidade do óleo, aumenta a densidade do
óleo, é solúvel na água, capaz de vaporizar e extrair porções do óleo, alcança
a miscibilidade em pressões entre 100 e 300 bar, reduz a densidade da água,
reduz a segregação gravitacional aumentando a densidade do óleo e reduzindo a
da água e reduz a tensão interfacial entre as fases da água e do óleo.
Além dessas
citadas, a possibilidade de incentivos dos governos nesses projectos, como
forma de contribuir com a mitigação das mudanças climáticas e, também, com a
possibilidade de comercio de credito de carbono pesam a favor do uso do CO2. De
acordo com Lyons (2010) as principais desvantagens do uso de CO2 como gás
miscível estão relacionadas com os altos preços e o grande volume de gás para
funcionamento do método. Segundo Mathiassen (2003), devido à grande mobilidade
do CO2, que apresenta uma menor densidade e viscosidade que o óleo pode gerar
uma produção prematura do mesmo, o já citado fingering.
3.7 CONDIÇÕES FAVORÁVEIS À INJEÇÃO DE CO2
Segundo
Mathiassen (2003), o parâmetro mais crítico a respeito da injecção de CO2 miscível
é o MMP. Preferencialmente, para iniciar o método é necessário um MMP mínimo de
14 bar para o CO2 alcançar uma miscibilidade com o óleo. Isto quer dizer que a
razão entre a pressão do reservatório e a MMP (P/MMP) seja, preferencialmente,
maior que 1. Entretanto, devido às incertezas no cálculo do MMP e da medição da
pressão do reservatório, reservatórios com P/MMP entre 0,9 e 1,0 não são
descartados.
Em relação a
outras características do reservatório além da pressão, temos que a saturação residual
de óleo seja maior que 30% do volume de poros e que o tipo de formação seja ou
carbonático ou arenítico, sob condição de que haja fraturas e caminhos de alta
permeabilidade (Lyon, 2010). A temperatura não é um parâmetro crítico para
utilização do método, porém, a mesma influência na MMP, esta aumenta com o
aumento da temperatura. Mathiassen (2003) cita, além dos citados por Lyon, a
necessidade de a porosidade ser maior que 15% e a da permeabilidade seja maior
que 1mD. De acordo com Lake (2007), as características do óleo também devem ser
analisadas para seleção de um reservatório propicio ao uso do método. Em
relação ao grau API, o mesmo deve ser superior à 26, já que a MMP varia com a
massa molar da fracção mais pesada do óleo. Já em relação a viscosidade, Lyons
(2010) determina que seja menor que 15cp, preferivelmente menor que 10cp.
4 PRÉ-SAL
4.1 CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL
Segundo
Barbassa (2007), os reservatórios do pré-sal estão situados sob extensa camada
de sal que se estende na região costa-afora entre os estados do Espírito Santo
e Santa Catarina, numa faixa com cerca de 800 quilómetros de comprimento por
200 quilómetros de largura. Nessa região, a lâmina d’agua varia entre 1500 a
3000 metros de profundidade, e os reservatórios localizados sob uma pilha de
rochas com 3000 a 4000 metros de espessura, situada abaixo do fundo do marinho.
Estudos apontam que a divisão conhecida actualmente foi formada devido a um
rifteamento no antigo super continente, sendo delimitada por falhas profundas. O
processo de rifteamento ocorre pelo estiramento da crosta ou litosfera e pode
evoluir para a ruptura continental e formação de um oceano.Segundo Ponte &
Asmus (1978)a formação das bacias de Santos e Campos iniciou se há cerca de 130
milhões de anos, no período Cretáceo. A formação dessas bacias foi dividida em
quatro estágios bem marcados pela sua conformação paleogeográfica, denominados
de:
- Estágio pré-rifte
(ou do continente);
- Estágio rifte
(ou do lago);
- Estágio proto-oceânico
(ou do golfo);
- Estágio drifte
(ou do oceano).
O estágio
pré-rifte, ou do continente, compreendeu a deposição de sedimentos de leques
aluviais, fluviais e eólicos, que teria ocorrido em uma grande depressão que envolveria
a atual porção leste-nordeste do Brasil e oeste-sudoeste da África (Ponte &
Asmus,1978). No entanto, novo estudo (Silva, 2012) sobre a natureza e a idade
dos depósitos não amparam a existência deste estágio muito menos seu vínculo
com a evolução da margem brasileira.
No estágio
rifte, ou do lago,as atividades vulcânicas marcaram o início do estágio, cerca
de 133 milhões de anos, principalmente nas regiões hoje conhecidas como bacia
de Santos e Campos. Na fase seguinte (entre 131 e 120 milhões de anos), houve
uma movimentação de falhas gerando bacias do tipo rifte com uma paleotopografia
em blocos altos e baixos. Sendo depositado nos vales sedimentos lacustres,
particularmente folhelhos ricos em matéria orgânica, fitoplâncton, junto com
arenitos provenientes da formação de deltas no lago formado. Nas partes
superiores foram depositadas rochas
carbonáticas com coquinhas
(Chang, 2008). De acordo com Estrella (2008), esta parte superior é formada
pelos microbialitos (é quando ocorre a produção e acumulação são induzidas por
micróbios em lagos conectados com o oceano). Alguns autores, a partir do estudo
de rochas carbonáticas retiradas da atual Bacia de Campos, confirmaram evidências
de atividade microbiana, porem consideraram que a precipitação de carbonato foi
abiótica, formando uma variedade de depósitos acumulados em menos de 1 milhão
de anos (Dorobek et al., 2012). O estágio pós-rifte é identificado como o
período pós rifte onde há a entrada do mar pelo sul da região, a entrada do mar
foi amortecida por um alto topográfico composto provavelmente por rochas
basálticas.
Algumas
características, como o clima quente e a alta salinidade da água, favorecerem a
formação das extensas camadas de evaportitos, com até 2500 metros (Chang,
1990), composta sobretudo por halitas (cloreto de sódio) com presença de
anidrita, carnalita e traquiditra (Gamboa, 2008) no intervalo de tempo de 119 e
112 milhões de anos. No estágio drifte, ou do oceano, teve início a separação
total dos entre os dois actuais continentes conhecidos como América e África,
formando assim o Oceano Atlântico Sul. Esse estágio teve início há cerca de
112-111 milhões de anos e permanece até hoje. Acima da camada de sal depositada
no estágio rifte foram depositados sedimentos marinhos transicionais,
essencialmente carbonáticos de plataforma e microbialitos, folhelhos de água
profunda, arenitos de águas rasas e turbiditos (Pereira & Feijó, 1994).
5 CONCLUSÃO
Os
reservatórios do pré-sal são a maior descoberta do sector no novo milênio, descoberta está muito festejada pelo governo
brasileiro e pela Petrobras. Entretanto, a
queda brusca do valor do barril
de petróleo se tornou mais um obstáculo na exploração dos campos. O preço da
produção neste caso chega a ser 50% maior que nos reservatórios convencionais
brasileiros.
A otimização da
produção se faz necessária para aumentar o factor de recuperação a um custo
melhor. A recuperação terciária é utilizada para aumentar a recuperação de óleo
dos reservatórios já maduros ou então para facilitar a produção de um novo
reservatório. É chamada de recuperação terciária todos os métodos que injectam
algum fluido com a finalidade diferente da manutenção pressão.
Os campos do
pré-sal brasileiro têm como característica a presença de dióxido de carbono no
óleo. A presença desse contaminante no óleo gera alguns problemas como a
corrosão dos materiais onde há contacto e também tornam as máquinas movidas a combustíveis
fósseis mais poluentes. Diante destes fatos a utilização do gás como forma de
melhorar a recuperação de óleo seria uma ótima finalidade para o mesmo.
Como visto anteriormente, a injecção
de CO2 pode ser feira com duas finalidades, ser apenas um mantedor de pressão
ou então ser miscível ao óleo e alterar as propriedades do mesmo. A opção
estudada foi a de recuperação avançada, ou seja, aproveitando as vantagens da
miscibilidade do gás no óleo.
A literatura
indicava que para o método ser bem sucedido alguns critérios deveriam ser
cumpridos tais como a pressão, temperatura, densidade do óleo, MMP, porosidade,
permeabilidade da rocha, viscosidade do óleo. Além das propriedades do óleo e
da rocha reservatório, um grande limitador económico e geográfico do método é a
grande demanda de gás carbónico para que o método consiga gerar resultados
satisfatórios.
