BR102021026298A2 - Método de recuperação de petróleo integrado com a captura, o uso e o armazenamento de co2 por meio de caverna em rocha salina - Google Patents

Abstract

A presente invenção encontra seu campo de aplicação dentre os métodos avançados de recuperação de petróleo a qual deve ocorrer de forma simultânea e integrada com a captura, o uso, e o armazenamento de CO2 por meio de uma caverna construída em rocha salina offshore. Mais particularmente em poços de petróleo offshore em que exista uma camada de rocha evaporítica próxima ao mesmo e, adequada para a construção de uma caverna em rocha salina, para o seu uso como volume de controle de salmoura e de CO2 no processo de injeção alternada água-gás no reservatório

Description

MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO INTEGRADO COM A CAPTURA, O USO E O ARMAZENAMENTO DE CO2 POR MEIO DE CAVERNA EM ROCHA SALINA Campo da Invenção

[0001] A presente invenção encontra seu campo de aplicação dentre os métodos avançados de recuperação de petróleo a qual deve ocorrer de forma simultânea e integrada com a captura, o uso, e a estocagem de CO2 por meio de uma caverna construída em rocha salina. Mais particularmente em poços de petróleo offshore em que exista uma camada de rocha evaporítica próxima ao mesmo e, adequada para a construção de uma caverna em rocha salina, para o seu uso como volume de controle de salmoura e de CO2 no processo de injeção alternada água-gás no reservatório.

Descrição do Estado da Técnica

[0002] Recuperação Avançada de Petróleo.

[0003] Um reservatório de hidrocarboneto possui uma pressão associada aos fluidos nele armazenado (energia primária) que pode conduzir o escoamento do óleo/gás da formação rochosa até a superfície, cenário denominado de produção por elevação natural num poço surgente. Sendo que a capacidade de escoamento de um poço é dada pelo índice de produtividade (IP), a qual depende da relação entre a vazão de petróleo nas condições de superfície e o diferencial de pressão estática do reservatório e a pressão de fluxo no fundo do poço.

[0004] Entretanto, ao longo do tempo de produção, a depender das características intrínsecas da rocha reservatório e do hidrocarboneto, a pressão dos fluidos, que tende a cair e com isso o IP, não é adequada para vencer a resistência (perda de carga) gerada no escoamento no meio poroso e na coluna de produção para produzir um volume de óleo/gás viável de forma técnica (para funcionamento dos processos) e econômica (THOMAS, J. E. et al. Fundamentos de engenharia de petróleo. Rio de Janeiro: ed. Interciência, 2004).

[0005] Com isso, faz-se necessário aplicar métodos artificiais de elevação e ou escoamento como importante alternativa para mitigar os problemas ocorridos com o declínio da pressão do reservatório, com o passar do tempo de produção. E, até de aumento do fator de recuperação da reserva, para manter ou aumentar a vazão de produção do mesmo para atender aos requisitos técnico-econômico ao longo da vida produtiva do poço.

[0006] Os métodos que fazem a suplementação da energia no reservatório e possibilitam o aumento do fator de recuperação denominam-se métodos de recuperação secundária e terciária ou de recuperação avançada, em inglês Enhanced Oil Recovery (EOR).

[0007] A patente US 2623596, revela um método EOR, por meio da injeção de CO2 no reservatório de petróleo. E, a patente US 3525395 revela o método EOR a qual a água deve ser injetada de forma alternada com um gás no reservatório, do inglês Alternate Gas and Water mas, que recentemente é denominada de injeção de água e gás de forma alternada (WAG), na qual o gás utilizado na injeção pode ser o hidrocarboneto proveniente do reservatório ou até mesmo o CO2.

[0008] O método WAG tem vantagens em relação ao método de injeção apenas de gás ou apenas de água, em reservatórios de grande heterogeneidade, quanto a eficiência do volume varrido no reservatório; ou seja, na produção.

[0009] Isso acontece porquê a injeção WAG retarda os caminhos preferenciais do gás, em inglês fingering, através da injeção de bancos de fluidos mais viscosos que reteriam o gás dentro do reservatório por mais tempo. Assim, o gás tendo mais tempo de contato com o óleo em subsuperfície (no reservatório) seria capaz de interagir e incorporar o óleo com mais eficácia, reduzindo a viscosidade do óleo, melhorando sua mobilidade no reservatório (GREEN, D. W. and WILLHITE G. P., 1998. Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series, Volume 6. Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas).

[0010] A injeção WAG combina dois métodos predecessores (injeção de água ou injeção de gás) e tem como função melhorar a eficiência de varrido do reservatório durante a injeção de gás. Geralmente, o gás injetado é o próprio gás (hidrocarboneto) proveniente do reservatório, com isso, o gás é reinjetado no reservatório para melhorar a eficiência de recuperação e manter a pressão do reservatório.

[0011] No método WAG os ciclos de injeção são compostos ora de um banco de gás ora de um banco de água. O gás injetado tem a função de miscibilizar-se ao fluido pré-existente do reservatório, com isso diminui a sua viscosidade, diminui a sua densidade, reduz a tensão interfacial 15 óleo/água e aumenta a sua mobilidade no meio poroso (efeito microscópico). E, o banco de água, injetado a seguir tem a função de empurrar (efeito macroscópico) o banco de óleo miscibilizado formado pelo banco de gás, a qual não teria sido produzido em condições normais, aumentando assim o fator de recuperação do reservatório.

[0012] Além disso, o método WAG permite retardar a surgência prematura do gás injetado, do inglês early breakthrough, e controlar o aumento da Razão Gás-Óleo (RGO) nos poços produtores, caso contrário poderia levar a redução da produção de óleo devido a limitações na capacidade de processamento de gás na Unidade Estacionária de Produção (UEP).

[0013] Num reservatório com a presença de CO2 ele poderia ser utilizado no processo WAG ao invés de se reinjetar o gás (hidrocarboneto) produzido (QADIR S., Comparative study of FAWAG and SWAG as na effective EOR technique for a Malaysian field, 2012). Assim como o CO2 gerado nos processos de uma unidade de produção (gases de exaustão) reduzindo-se assim o efeito dos gases de efeito estufa lançados na atmosfera.

[0014] No Brasil o processo EOR-WAG com corrente rica em CO2 tem sido utilizado nos campos do pré-sal (BELTRÃO, R. L. C.; SOMBRA, C. L.; LAGE, A. C. V. M.; FAGUNDES NETTO, J. R., HENRIQUES, C. C. D. Challenges and new technologies for the development of the pre-salt cluster, Santos Basin, Brazil. In: 2009 OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE, 2009; PIZARRO J. O. S., BRANCO, C. C. M. Challenges in Implementing an EOR Project in the Pre-Salt Province in Deep Offshore Brasil. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, 2012), sendo a separação e o tratamento do CO2 para a reinjeção realizado por meio de tecnologias para aumentar a eficiência do tratamento de gás produzido no Pré-sal brasileiro, como, por exemplo, por meio de desenvolvimento de novas tecnologias na área de membranas, a fim de aumentar a seletividade para o CO2, do inglês Carbon Molecular Sieves (CMS) (TOUMA et al. Innovative Gas Treatment Solutions for Offshore Systems – Petrobras, OTC-29913-MS, OTC Brasil, outubro 2019; ANP, Estudo sobre o aproveitamento do gás natural do Pré-sal, 2020 Disponível em: http://www.anp.gov.br/arquivos/estudos/aproveitamento-gn-presal. pdf, acessado em 21/11/202).

[0015] Schaefer e outros (SCHAEFER, B. et al. 2017. Technical-Economic Evaluation of Continuous CO2 Reinjection, Continuous Water Injection and Water Alternating Gas (Wag) Injection in Reservoirs Containing CO2. XXXVIII Iberian Latin-American Congress on Computational Methods in Engineering (CILAMCE 2017). Florianópolis, SC, novembro 5-8, 10 2017) demonstraram por simulação numérica que a injeção WAG tem um incremento de 25% a 30% na recuperação final de um reservatório, comparado com a injeção contínua de água ou de gás isoladamente, em um reservatório com características do Pré-sal brasileiro.

[0016] E, Lima e outros (LIMA et al. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology (2020) 10:2947–2956. https://doi.org/10.1007/s13202- 020-00968-4), também por simulação numérica demostraram que a injeção WAG (com CO2) tem um incremento maior na recuperação final de um reservatório com características do Pré-sal brasileiro, do que comparado com a injeção contínua de água ou de CO2 isoladamente.

[0017] Segundo a ANP, nos maiores reservatórios do Pré-Sal em operação (Lula, Sapinhoá, Búzios) a injeção de gás é feita na zona de óleo. O gás é injetado alternadamente com a água, com o objetivo de controlar a frente de avanço do gás e melhorar as eficiências de deslocamento e de varrido, aumentando a recuperação. Quanto mais CO2 houver na corrente de gás injetada, mais fácil é desenvolver a miscibilidade entre gás e óleo, visto que em condições de reservatório o CO2 tende a ser um excelente solvente (ANP, Estudo sobre o aproveitamento do gás natural do Pré-sal, 2020 Disponível em: http://www.anp.gov.br/arquivos/estudos/aproveitamento-gn-presal. pdf, acessado em 21/11/202).

[0018] E, nas análises para os diversos campos do Pré-Sal, a PPSA, com base nos estudos realizados pelos operadores, têm observado que: quando o reservatório não apresenta diferenças de profundidades muito significativas, a reinjeção de gás alternando com água (WAG), em processo miscível, proporciona os melhores resultados (ANP, Estudo sobre o aproveitamento do gás natural do Pré-sal, 2020 Disponível em: http://www.anp.gov.br/arquivos/estudos/aproveitamento-gn-presal. pdf, acessado em 21/11/202).

[0019] Segundo Lima, as características gerais dos reservatórios do Pré-sal, a alta pressão, a baixa temperatura e a ótima qualidade de óleo leve são fatores compatíveis com uma boa miscibilidade entre o óleo e o gás (CO2), são favoráveis para a aplicação do método WAG- CO2 miscível (LIMA, TM. Foam assisted water alternating gas - FAWAG: um potencial método de recuperação avançada para aplicação no pré-sal brasileiro. Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo–CEP/CT/UFRN 2021.1, Abril, 2021, NATAL, RN).

[0020] Todavia, atenção especial deve ser dada, pois o CO2 em contato com a água forma ácido carbônico causando a corrosão nos materiais feito de açocarbono em que ele é escoado. E, se as condições de contorno no reservatório têm que ser adequadas para a injeção de CO2, assim como das propriedades termodinâmicas da mistura CO2-óleo, na qual sua eficiência depende se ele será miscível no óleo.

[0021] Porém, no estado da técnica, no processo WAG, nos períodos de injeção de água no reservatório, o CO2 gerado nos processos UEP é descartado para o meio ambiente, aumentando-se assim, os índices de gases de efeito estufa.

[0022] Captura, Uso e Armazenamento de CO2.

[0023] Segundo o Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas (IPCC), órgão das Nações Unidas, o aquecimento global tem como principal responsável a emissão antrópica de gases de efeito estufa (GEE) na atmosfera.

[0024] As principais consequências do aquecimento global são o aumento da temperatura média do planeta, a elevação do o nível do mar (devido ao derretimento das calotas polares) e o aumento na frequência de eventos climáticos extremos, como tempestades tropicais, inundações, ondas de calor, seca, nevascas, furacões, tornados e tsunamis, que têm ocorrido em diferentes regiões do planeta. Com isso, graves consequências são geradas para as populações e ecossistemas, podendo ocasionar a extinção de espécies de animais e de plantas devido as mudanças climáticas.

[0025] Uma das principais atividades humanas que emitem grandes quantidade de GEE que causam o aquecimento global e consequentemente as mudanças climáticas se dá pela queima de combustíveis fósseis (derivados do petróleo, carvão mineral e gás natural) para geração de energia. E, dentre os GEE o dióxido de carbono (CO2) é o que tem maior contribuição, pois é o de maior percentual das emissões na atmosfera.

[0026] Uma das medidas de redução do efeito dos GEE se dá por meio da transição energética para uma economia de baixo carbono, naturalmente condicionada ao uso de fontes alternativas de energia mais limpas (eólica, solar, hidráulica). Mas, a velocidade da transição energética só pode ser possível por meio de consumidores (mais consciente e mais exigentes) de produtos com baixa pegada de carbono e, claro com fortes investimentos e planos governamentais a nível mundial e, com empresas gerando produtos com menor emissão de GEE.

[0027] Outra medida para a redução dos GEE é a Captura, o Uso e o Armazenamento de Carbono, do inglês Carbon, Capture, Utilisation and Storage (CCUS). Geralmente, por este processo o CO2 capturado pode ser convertido/misturado a outros produtos/processos ou ser armazenado em formações geológicas, em grandes volumes e com segurança por longos períodos, como reservatórios de óleo e gás depletados, aquíferos salinos e em cavernas em rochas salinas.

[0028] Especificamente, na indústria do petróleo, o EOR-CO2 e o EORWAG com CO2 (Azfali, S., Rezaei, N., Zendehboudi, S. A comprehensive review on Enhanced Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) Injection, Fuel 227: 218-246, 2018) têm sido utilizados com sucesso há décadas e, podem ser considerados como formas importantes de CCUS (GRIGG, R.B., SVEC, R.K, Injectivity changes and CO2 Retention for EOR and Sequestration Projects, SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, USA, 2008; IEA, 2020. Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage - CCUS in clean energy transitions. Paris, France), por mitigar as emissões de GEE. E, segundo a Agência Internacional de Energia, no inglês International Energy Agency (IEA) o CCUS é a principal tecnologia para possibilitar a continuidade do uso dos combustíveis fósseis por agregar valor ao negócio e contribuir na longevidade a indústria do petróleo (IEA, 2020. Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage - CCUS in clean energy transitions. Paris, France).

[0029] Armazenamento geológico de CO2 em caverna em rocha salina.

[0030] Os mecanismos de estocagem geológica de CO2 podem ser realizados em certos reservatórios/rochas sob a forma sólida (em rocha reativa ao CO2 formando um precipitado mineral), sob a forma de dissolução (em aquíferos salinos ou em reservatórios de hidrocarbonetos), de adsorção (na parede de minerais e nas gargantas dos poros), de forma de fase livre (em trapas estruturais ou estratigráficas, como rocha salina) (IPCC, 2005).

[0031] Devido as suas características intrínsecas como porosidade e permeabilidade desprezíveis e resistência mecânica à compressão similar ao concreto (POIATE Jr E. Mecânica das Rochas e Mecânica Computacional para Projeto de Poços de Petróleo em Zonas de Sal. Tese de Doutorado, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, PUC-Rio, Dezembro, 2012), fazem da rocha salina a rocha ideal para a estocagem de diversos produtos, desde ar comprimido (CROTOGINO F, MOHMEYER KU, SCHARF R. HUNTORF CAES: More than 20 Years of Successful Operation, Solution Mining Research Institute, Spring Meeting, Orlando, Florida, USA, 2001; SCHAINKER, R. B. Advanced Compressed Air Energy Storage (CAES) Demonstration Projects. EPRI Renewable Energy Council, 2011; VENKATARAMANI G, PARANKUSAM P, RAMALINGAM V, WANG J. A review on compressed air energy storage – A pathway for smartgrid and polygeneration. Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol.62, p895–907, 2016.), óleo cru (U. S. DEPARTMENT OF ENERGY, United States Department of Energy Carsbad Field Office. Disponível em: <http://www.wipp.energy.gov>. Acesso em: 27 abril 2006.), gás natural (EVANS DJ, CHADWICK RA (EDS). Underground gas storage: Worldwide experiences and future development in the UK and Europe. The Geological Society, London, Special Publication, 313, 93-128. 2009; SYLVIE CG. Underground gas storage in the world. France, Rueil Malmaison, CEDIGAZ. 2016.), hidrogênio (LORD, A. S. Overview of geologic storage of natural gas with emphasis on assessing the feasibility of storing hydrogen. SAND2009-5878. Sandia National Laboratories. 2009; LORD, A. S., KOBOS, P. H., BORNS, D. J. Geologic storage of hydrogen: Scaling up to meet city transportation demands. International Journal of Hydrogen Energy 39 (2014), p11557-15582).

[0032] Sob o aspecto de estocagem de energia a principal função no uso de uma caverna em rocha salina (CRS) é manter o equilíbrio entre a demanda e a oferta e atender aos picos de demanda diários ou horários, amenizando assim, as flutuações dos volumes de energético consumidos. E, sob o viés estratégico visa também questões de longo prazo, como instabilidades políticas internacionais que possam ocorrer, variações acentuadas nos preços, além de permitir estocar a reserva para o futuro.

[0033] A CRS também serve como meio de descarte para rejeitos nucleares (MUNSON, D. E.; FOSSUM, A. F.; SENSENY, P. E. Approach to first principles model prediction of measured WIPP (Waste Isolation Pilot Plant) in-situ room closure in salt. Tunneling and Underground Space Technology, 5, 135, 1990; U. S. DEPARTMENT OF ENERGY. United States Department of Energy Carsbad Field Office. Disponível em: <http://www.wipp.energy.gov>. Acesso em: 27 abril 2006) e de resíduos de perfuração (VEIL JA, SMITH KP, TOMASKO D, ELCOCK D, BLUNT D, WILLIAMS GP. 1998. Disposal of NORM-contaminated oil field wastes in Salt Caverns. United States: N. p., 1998. Web.doi:10.2172/808431). Entretanto, nesta última modalidade isto somete acontece ao final da vida útil da CRS após 30 a 50 anos operando como meio de estocagem. Com isso, é maximizado o retorno de investimento com a CRS.

[0034] Especificamente, a estocagem geológica de CO2 em CRS pode ter excelente contribuição em termos de volume de CO2 trapeado mas, quanto a segurança do processo ao longo do tempo, o mecanismo de trapeamento mineral é superior (IPCC, 2005. IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change [METZ, B., O.DAVIDSON, H. C. de CONINCK, M. LOOS, and L. A. MEYER (eds.)] . Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 2005, 442 p.).

[0035] Sendo assim, de imediato a construção da CRS única e exclusivamente para a estocagem (descarte) de CO2 não seria interessante técnica e economicamente, pois não estaria utilizando toda a sua potencialidade, a qual permite vários ciclos de enchimento e esvaziamento com altas taxas de injeção e retirada em um único dia, muitíssimo superior quando comparado a um reservatório depletado ou aquífero na questão de uso da CRS como meio de produção e estocagem.

[0036] Especificamente, quanto ao aspecto econômico, pelo fato da CRS ser uma estrutura a ser construída para a estocagem de CO2, por um lado faz com que o seu CAPEX (investimento de capital – Capital Expenditure) seja elevado em relação as outras soluções de estocagem, como por exemplo, em aquífero salino ou em reservatório depletado (ambos de ampla disponibilidade), por isso até o momento não existe CRS construída especificamente para esta finalidade, apesar a existência de centenas de CRS, utilizadas para estocar diversos tipos de produtos. Mas, por outro lado, quanto ao aspecto técnico, por ter sido projetada especificamente para tal finalidade, naturalmente é uma tecnologia de maior segurança e eficácia ao longo do tempo, além de possibilitar uma alta taxa armazenamento (Xie, L.-Z & Zhou, Hongwei & Xie, Heping. Research advance of CO2 storage in rock salt caverns. Yantu Lixue/Rock and Soil Mechanics. 5 30. 3324-3330, 2009) na qual o CO2 pode ficar em estado líquido.

[0037] No estado da técnica (PEREIRA JC. Common Practices – Gas Cavern Site Characterization, Design, Construction, Maintenance, and Operation. Research Report RR2012-03. SMRI. 2012), o processo de construção da CRS é realizado por meio do processo de lixiviação, denominado também de mineração por dissolução, a qual consiste na solubilização ou dissolução e remoção dos constituintes químicos da rocha salina pela ação da água (doce ou saturada em NaCl). Inicialmente, é realizado a perfuração de um ou mais poços de acesso e, as rochas são perfuradas até atingir a região próxima ao topo da caverna que será construída. Em seguida a coluna de perfuração é removida para descida de um tubo de aço (revestimento), que será cimentado para prover a vedação entre as camadas de rochas atravessadas pela perfuração.

[0038] Duas colunas concêntricas compostas de tubos são descidas até próxima do fundo do poço. Uma delas é usada para injeção de água e a outra para o retorno de salmoura. A coluna mais interna, e de menor diâmetro, possui um comprimento ligeiramente maior (dezenas de metros) do que a coluna externa com vistas a otimizar a construção da caverna.

[0039] Inicia-se a construção da caverna com a circulação de água doce ou água do mar com o propósito de dissolver as paredes da rocha salina. Quanto maior a temperatura e vazão da água injetada mais eficiente será a dissolução do sal. À medida que a água injetada se torna saturada, a mesma é substituída por uma nova ainda não totalmente saturada. Este processo de circulação de altas vazões de água não saturada no sal vai dissolvendo grandes quantidades do mesmo, dando lugar a um grande espaço preenchido pela água (salmoura), o que forma a caverna.

[0040] Após a construção da CRS é necessário substituir a salmoura existente dentro da CRS pelo produto a ser armazenado na mesma, como por exemplo, hidrocarbonetos, hidrogênio, ar comprimido, rejeitos e ou outros.

[0041] O processo de substituição da salmoura pelo produto a ser armazenado é denominado de Dewatering e, convencionalmente consiste no escoamento da salmoura da CRS para uma planta de processo, para a produzir por exemplo, NaCl, PVC, e outros. Mas, também a salmoura pode ser descartada diretamente no mar. Tal processo ocorre de forma contínua visando que a CRS esteja o mais rápido possível pronta (com a menor quantidade possível de salmoura) para iniciar os ciclos de enchimento e esvaziamento do produto armazenado.

[0042] No caso da construção de uma CRS offshore é necessário o uso de embarcações dotadas de sonda marítima por um longo período de tempo (até mais de uma centena de dias). Tais sondas são um recurso de alto custo diário (centenas e milhares de dólares) e por vezes indisponíveis por competir com a construção de um novo poço de petróleo.

[0043] Embora existam estudos e propostas de uso de cavernas salinas em águas profundas, ainda não existe registro destas cavernas construídas por sondas marítimas.

[0044] Sendo assim, a construção da CRS em águas profundas é inibida pelos altos custos das embarcações dotadas de sondas marítimas e os métodos atuais de construção por dissolução requerem centenas de dias de operação. Entretanto, o desenvolvimento de novas técnicas que reduzam o uso de sondas marítimas pode tornar a construção de cavernas de sal economicamente viável mesmo em águas profundas.

[0045] Diante das dificuldades presentes no estado da técnica citado acima, referentes a construção de cavernas em rochas salinas para a captura, uso e armazenamento de CO2 de forma simultânea e integrada ao processo de recuperação avançada WAG, surge a necessidade de se desenvolver uma tecnologia capaz de realizar de forma segura e eficiente a captura o uso e armazenamento de CO2 de forma integrada com a recuperação avançada de petróleo. O estado da técnica atual citado anteriormente não possui as características únicas que serão apresentadas detalhadamente a seguir.

Objetivo da invenção

[0046] É um objetivo da invenção prover um método de construção de cavernas salinas para captura, uso e armazenamento de CO2.

[0047] É um segundo objetivo prover um método de captura, uso e armazenamento de CO2 em cavernas salinas de forma simultânea e integrada ao processo de recuperação avançada WAG.

Descrição Resumida da Invenção

[0048] A presente invenção se refere a um método de construção de cavernas em rochas salinas para a captura, uso e armazenamento de CO2 simultânea e integrada ao processo de recuperação avançada WAG, o que reduz de maneira substancial o custo de construção das referidas cavernas e aumenta o CCUS.

[0049] O uso de uma caverna em rocha salina (CRS) para o armazenamento de CO2 é uma das possibilidades dentro dos conceitos de Captura, Utilização e Armazenamento do CO2, denominado em Inglês de Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) com objetivo de reduzir a emissão dos Gases de Efeito Estufa (GEE) emitidos na atmosfera.

[0050] Todavia, sob os pontos de vista técnico e econômico não é ideal, pois a rocha salina não iria ser submetida a ciclos de enchimento e esvaziamento, a qual é uma das grandes vantagens da CRS em relação aos demais meios de armazenamento, dada as suas características intrínsecas de porosidade e permeabilidade desprezíveis.

[0051] Entretanto, conjugar o uso da caverna com processos de recuperação de petróleo no reservatório, em Inglês Enhanced Oil Recovery (EOR), por exemplo, no processo Water Alternating Gas (WAG), faz com que a mesma possa armazenar o CO2 vindo da planta de processo de uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) ou diretamente de um poço produtor (via separação submarina) nos períodos em que é escoada água (salmoura) no poço injetor, ao invés do CO2 ser lançado na atmosfera, para a posteriori ser o CO2 escoado parcialmente no poço injetor e, ainda assim, continuar a armazenar o CO2 vindo da produção do hidrocarboneto.

[0052] Com isso períodos de 2 a 24 meses de esvaziamento de salmoura ou de enchimento de CO2 na CRS são realizados até que ocorra o enchimento total da CRS de CO2 no estado líquido e o definitivo abandono do poço com tampões de cimento conforme as normas definem. Além disso, toda salmoura que inicialmente se encontra na caverna pode ser utilizada no processo EOR sendo escoada para o poço injetor, ou seja, a salmoura é substituída pelo CO2 dentro da CRS de forma descontínua ao longo do tempo, ao invés de ser executada de forma imediata, contínua e descartada para o mar.

[0053] Também é possível escoar para a CRS a água vinda dos processos de separação do hidrocarboneto, ainda mais em um poço com elevada quantidade de sedimentos e teor de água presente no hidrocarboneto, em inglês Basic Sediment and Water (BSW).

[0054] Dessa maneira, o método desenvolvido na presente invenção torna possível realizar a recuperação de petróleo (EOR) por meio de injeção alternada água-gás WAG (salmoura-CO2) simultaneamente (integrada) com a captura/armazenamento (CCUS) de CO2 na CRS, na qual a CRS atua simultaneamente como um volume de controle (pulmão/vaso separador) para a injeção alternada água-gás (salmoura-CO2) promovendo a recuperação de hidrocarboneto (EOR) e o CCUS.

[0055] Assim como, é possível construir a CRS previamente ao processo WAG, ou durante a injeção de CO2 no reservatório, com a maior parte dos equipamentos utilizados no processo WAG.

[0056] Como isso, o novo método possibilita a interação e a integração entre a CRS, o EOR-WAG e o CCUS.

[0057] O método descrito e reivindicado neste documento apresenta uma condição que supera o estado da técnica por fazer com que o processo de Dewatering na CRS ocorra de forma descontínua ou por etapas, pela substituição da salmoura na CRS por CO2, simultaneamente com o processo WAG. Assim como, a maior parte dos equipamentos utilizados no processo WAG podem ser utilizados previamente na construção da CRS ou durante a injeção de CO2 no reservatório. Com isso, possibilita a recuperação avançada de petróleo (EOR) simultaneamente (integrada) com a Captura, Uso e o Armazenamento de CO2 (CCUS), fornecendo assim melhores resultados que a forma descrita no estado da técnica, onde cada tecnologia é operada individualmente. Com isso, a margem de óleo incremental produzido usando a injeção de CO2 juntamente com o valor relativo da redução da emissão de CO2 fazem com que certos campos de petróleo se tornem viáveis economicamente e pode aumentar a rentabilidade na revitalização de certos campos pela maximização do fator de recuperação.

Breve Descrição dos Desenhos

[0058] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

• - A Figura 1 ilustra esquematicamente uma caverna offshore em rocha salina em início do processo de substituição da salmoura na caverna por CO2, na qual a salmoura é injetada num poço pelo processo WAG (período de injeção de água) e o CO2 vem de uma UEP;
• - A Figura 2 ilustra esquematicamente uma variação da Figura 1, em que o CO2 a ser estocado na caverna vem adicionalmente de um processo de separação submarina;
• - A Figura 3 ilustra esquematicamente a variação de água e de CO2 dentro de uma caverna em rocha salina ao longo do tempo, desde a construção da caverna, até o seu abandono, passando por diversos ciclos WAG;
• - A Figura 4 ilustra esquematicamente uma variação da Figura 1, em que o CO2 ou a H2O, vindos dos processos de uma unidade flutuante estacionária, podem ser escoados para dentro da caverna em rocha salina para a seguir serem utilizados no processo WAG;
• - A Figura 5 ilustra esquematicamente uma variação da Figura 3, em que H2O vinda dos processos de uma unidade flutuante estacionária, podem ser escoados para dentro da caverna em rocha salina e, como este volume de água e de CO2 variam dentro de uma caverna em rocha salina ao longo do tempo, desde a construção da caverna, até o seu abandono, passando por diversos ciclos WAG;
• - A invenção é descrita por meio dos numerais de referência a seguir:
• - 01 – Reservatório de petróleo;
• - 02 – Poço produtor;
• - 03 – Escoamento de hidrocarboneto do poço a Unidade Estacionária de Produção (UEP);
• - 04 – UEP;
• - 05 – Flare;
• - 06 – Poço injetor;
• - 07 – Injeção de água (salmoura) e ou gases processados no poço injetor;
• - 08 – Rocha evaporítica;
• - 09 – Poço de acesso a caverna em rocha salina (CRS);
• - 10 – CRS;
• - 11 – Injeção de água (salmoura) ou gases na CRS vindo dos processos de separação na UEP;
• - 12 – CO2 no topo da CRS;
• - 13 – Água (salmoura) no fundo da CRS;
• - 14 – Sistema submarino de injeção de água salobra;
• - 15 – Injeção de água (salmoura) ou gases no poço injetor vindo da CRS;
• - 16 – Tubulação posicionada junto ao topo da CRS para entrada/saída de CO2;
• - 17 – Tubulação posicionada junto ao fundo/base da CRS para entrada/saída de salmoura;
• - 18 – Equipamento de separação submarina de óleo-gás-água.
• - 19 – Óleo escoado para a UEP;
• - 20 – Gás e água escoados para a CRS;
• - 21 – Abandono da CRS por estar repleta de CO2.

Descrição Detalhada da Invenção

[0059] Refere-se a presente invenção a um método de construção de cavernas em rochas salinas para a captura, uso e o armazenamento de CO2 simultâneo e integrado ao processo de recuperação avançada do tipo WAG, o que reduz de maneira substancial o custo de construção das referidas cavernas e aumenta o CCUS.

[0060] O hidrocarboneto e demais fluidos produzidos num reservatório (1) por meio de um poço produtor (2) é escoado (3) até uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) (4) para ser processado por meio de processos físicos e ou químicos de forma a separar o fluido produzido em óleo, gás e água (Figura 1). O excesso de gases produzidos, como metano, etano, butano, CO2, etc) é lançado/queimado no flare (05) para reduzir o risco de explosões na UEP, mas com isso gera gases de efeito estuda. E, a água, após ser tratada e nas especificações da legislação vigente, pode ser descartada.

[0061] Com a construção de um poço injetor (06) a partir do tipo de recuperação de petróleo a ser realizado, os gases e ou até a água separada do óleo processado podem ser injetados (07) no poço injetor (06). Entretanto, os gases ou a água produzida não são injetados simultaneamente no poço injetor (06), ora um é injetado ora outro é injetado, ou apenas um deles é injetado. Sendo assim, em certo momento os gases são lançados no flare (05), enquanto a água é injetada no reservatório (01) por meio do poço injetor (06) ora é descartado a água, enquanto os gases são injetados no reservatório (01) por meio do poço injetor (06). Com isso, mesmo assim, gera gases de efeito estuda quando não está sendo injetado gases no reservatório.

[0062] Abaixo segue descrição detalhada de uma concretização preferida da presente invenção, de cunho exemplificativo e de forma nenhuma limitativo. Não obstante, ficará claro para um técnico no assunto, a partir da leitura desta descrição, possíveis concretizações adicionais da presente invenção ainda compreendidas pelas características essenciais e opcionais abaixo.

[0063] O método para recuperação de petróleo integrado com a captura, o uso e o e armazenamento de CO2 por meio de caverna em rocha salina é caracterizado por possui as seguintes etapas:

• 1. construir um poço de acesso para gerar a CRS;
• 2. instalar duas colunas tubulares concêntricas no poço;
• 3. circular água pelas colunas concêntricas para dissolver o sal;
• 4. movimentar verticalmente as colunas concêntricas de injeção e retirada de água;
• 5. avaliar a geometria da caverna, se não conforme projetada retornar ao passo 2;
• 6. instrumentar a CRS e o piso marinho;
• 7. realizar teste hidrostático de integridade da caverna;
• 8. instalar uma tubulação em posição junto ao topo da CRS para entrada e saída de CO2;
• 9. instalar uma tubulação em posição junto ao fundo/base da CRS para entrada e saída de salmoura;
• 10. realizar ciclos de substituição de salmoura por CO2 até que ocorra o enchimento total da caverna em rocha salina de CO2;
• 11. abandonar o poço.

[0064] No referido método (Figura 1), objeto desta invenção, com a presença de uma camada de rocha evaporítica (08) próxima ao reservatório (01) um poço de acesso (09) para a construção da caverna em rocha salina (CRS) deve ser executada. Após a última sapata de revestimento assentada dentro da camada de sal perfura-se a camada de sal até a profundidade prevista para a base da CRS (não ilustrado), após isto, injeta-se CO2 no poço de acesso, para que este gás proteja a última sapata de revestimento cimentada no poço de acesso contra a dissolução da água a ser injetada. O CO2 por ser mais leve ficará no topo (12) da CRS, enquanto a água ficará no fundo (13).

[0065] Assim, inicia-se a construção da CRS (10) pelo método de lixiviação a partir da injeção no poço de acesso (09) da água (com 0 a 300.000 ppm de NaCl) (11) vinda do reservatório (01), após passar pelos processos de separação na UEP (04), ao invés de ser descartada no mar. A CRS também pode ser construída até mesmo pela injeção de água do mar bombeada diretamente da UEP ou por um sistema submarino de injeção de água salobra, do inglês Submarine Raw Water Injection (SRWI) (14), com fonte de energia vinda da UEP.

[0066] A CRS pode ser gerada com os mesmos equipamentos (bombas, filtros, separadores, dutos, etc) utilizados no método de recuperação de petróleo do tipo WAG, os quais originalmente injetam água no reservatório. Com isso, os custos com equipamentos para a construção da CRS (na ordem de 40% do CAPEX) podem ser amortecidos/reduzidos, devido ao compartilhamento dos mesmos equipamentos com o processo WAG.

[0067] E, a CRS pode ser gerada durante o período em que é injetado CO2 no reservatório pelo método de recuperação de petróleo do tipo WAG. Sendo assim, ambos os processos podem ocorrer simultaneamente.

[0068] O período de injeção de água para a construção da CRS pode ser entre 2 a 24 meses, a depender das dimensões da CRS, da vazão e da temperatura da água de injeção e, o método de injeção pode ser por circulação direta ou reversa, como o lançamento da salmoura da CRS para o fundo do mar.

[0069] Durante o período de construção da CRS no poço injetor (06) devese estar sendo injetado os gases (07) oriundos dos processos da UEP.

[0070] A etapa 5 do método estabelece que a geometria da CRS deve ser realizada por sonar dentro e ou externa à caverna. O resultado desta avaliação com sonar irá possibilitar a tomada de decisão para seguir em frente até a etapa final 11 (abandono do poço) ou iniciar novamente a sequências de etapas a partir da etapa 2 do método.

[0071] Ao término da construção da CRS inicia-se no poço injetor (06) a injeção de água (15), a qual pode ser a salmoura que se encontra na CRS (13), promovendo-se assim, o início do processo de substituição da salmoura na CRS. Especificamente este processo ocorrerá de forma descontínua ou por etapas, a serem ilustrados a seguir. Enquanto isso, os gases (11), preferencialmente o CO2, oriundos dos processos da UEP são injetados na CRS. O término do período de injeção de água no reservatório por meio do poço injetor (06), que pode durar de 2 a 24 meses, a depender das caraterísticas do reservatório, completa-se o primeiro ciclo do método de recuperação WAG, a qual está integrado a CRS.

[0072] Vale ressaltar, que dentro da CRS deve existir duas tubulações (16 e 17) (rígidas ou flexíveis), citadas na etapa 8, sendo uma posicionada próxima ao topo da CRS (16) para entrada/saída do CO2 e, outra próxima ao fundo da CRS (17), para entrada/saída da salmoura (Figura 1).

[0073] As duas tubulações (16 e 17) devem possuir diâmetro menor em relação ao último revestimento assentado no poço de acesso à caverna de rocha salina, na faixa de 10 a 50% menor e devem ser operadas de forma alternada ou simultâneas substituindo a salmoura na CRS pelo CO2 de forma descontínua ou por etapas.

[0074] Portanto, a substituição da salmoura na CRS pelo CO2 deve ocorrer simultaneamente ao método de recuperação de petróleo do tipo WAG. E, o método de recuperação de petróleo do tipo WAG ocorre simultaneamente com a Captura, Uso e o Armazenamento de CO2 (CCUS) na CRS.

[0075] E, os períodos de esvaziamento de salmoura ou de enchimento de CO2 na CRS são de 2 a 24 meses.

[0076] Alternativamente (Figura 2), no caso da presença de um equipamento de separação submarina (óleo-gás-água) (18), o óleo é escoado (19) para a UEP (4) e os gás, preferencialmente o CO2, e a água, são escoados (20) para a CRS.

[0077] De forma apresentar os processos de construção da CRS e da substituição por etapas da salmoura na CRS pelo CO2 da presente invenção, a Figura 3 esboça os volumes de salmoura e de CO2 presentes na CRS ao longo do tempo, a qual a depender das dimensões da CRS e das características do reservatório para o processo WAG, o tempo de cada etapa pode variar de 2 a 24 meses.

[0078] O intervalo de tempo A-B representa o período de construção da CRS, por isso o volume de salmoura presente na CRS (linha tracejada) aumenta até atingir o volume final da CRS, enquanto o volume de CO2 na CRS (linha contínua) permanece quase que nulo (apenas existe o volume que protege o teto da CRS contra a diluição da base da sapata), pois neste período está sendo feita a injeção de CO2 no reservatório.

[0079] Finalizada a construção da CRS (tempo B), pode-se interromper a injeção de CO2 no reservatório pelo poço injetor e iniciar a injeção de água (salmoura) vindo da CRS no reservatório por meio do poço injetor.

[0080] O intervalo de tempo B-C representa o período de injeção de salmoura no poço injetor, por isso o volume de salmoura presente na CRS diminui (linha tracejada), enquanto o volume de CO2 na CRS aumenta (linha contínua). Isso acontece pois todo o CO2 saindo da planta de processo da UEP, a qual convencionalmente seria descartado no meio ambiente, pode ser agora escoado para a CRS e, com isso facilita a saída da salmoura da CRS (efeito pistão) para o poço injetor e, ainda sim, promove o processo Dewatering na CRS. No caso da presença de um separador submarino de CO2/hidrocarboneto, o CO2 oriundo de um poço produtor de hidrocarboneto, pode ser diretamente escoado para a CRS sem passar pela UEP. Vale citar que no tempo C completa-se, o primeiro ciclo WAG no reservatório.

[0081] O intervalo de tempo C-D representa o período de injeção de CO2 no poço injetor, por isso o volume de salmoura presente na CRS permanece constante (linha tracejada), enquanto o volume de CO2 na CRS aumenta, mas com uma taxa menor (menor inclinação da reta), pois parte do CO2 (gerado na UEP ou vindo do poço) vai para o poço injetor e parte fica na CRS (linha contínua).

[0082] O processo de recuperação avançada de petróleo pelo método WAG integrada ao armazenamento de CO2 por meio de uma CRS, ocorre ciclicamente até o tempo “Z” (Figura 3). Portanto, o intervalo de tempo D-E é a repetição do intervalo de tempo B-C e o intervalo de tempo E-F é a repetição do intervalo de C-D. Tais intervalos de tempo se repetem ciclicamente até o que a CRS esteja repleta de CO2 (21), tempo “Z”, a partir daí ocorre o abandono da CRS por meio da execução de tampões de cimento de abandono permanente do poço de acesso a CRS, concluindo-se assim o armazenamento de CO2 numa CRS.

[0083] Ou seja, enquanto o volume de salmoura na CRS decresce com o tempo ou ciclos, o volume de CO2 cresce, possibilitando-se assim, a recuperação avançada de petróleo pelo processo EOR-WAG (salmoura-CO2) de forma simultânea a integrada com a captura, o uso e o armazenamento de CO2 por meio da CRS offshore.

[0084] O tempo “Z” (Figura 3) que levará para a CRS ficar repleta de CO2 depende das vazões (de salmoura e CO2) utilizadas no processo WAG, do número e do tempo de cada ciclo WAG, assim como, das dimensões da CRS e de sua pressão máxima admissível. Caso a produção no campo de petróleo continue da mesma forma, uma nova CRS é construída para operar nas mesmas condições acima descritas.

[0085] Vale citar que no caso de uma CRS offshore, dada as caraterísticas intrínsecas da rocha salina, o CO2 armazenado na CRS pode estar em estado líquido, o que possibilita um volume significativo armazenado em relação a ele no estado gasoso.

[0086] Vale citar que também é possível escoar para a CRS (10) a água (11) vinda dos processos de separação do hidrocarboneto da UEP (04), conforme ilustrada na Figura 4, a qual exibe a CRS (10) num tempo em que cerca de metade do volume geométrico da CRS tem CO2 (12) e a outra metade tem salmoura (13).

[0087] Tal condição é interessante numa condição de produção de hidrocarboneto (03) com elevada quantidade de sedimentos e teor de água, em inglês Basic Sediment and Water (BSW). Com isso, ao invés do volume de salmoura na CRS ficar constante no período de injeção de CO2 (trechos C-D, EF, linha tracejada, na Figura 3) ela tem um leve aumento, maior inclinação da reta, (trechos C-D, E-F, linha tracejada, na Figura 5).

[0088] A descrição que se fez até aqui do presente método deve ser considerada apenas como uma possível concretização, e quaisquer características particulares devem ser entendidas como algo que foi descrito para facilitar a compreensão. Desta forma, não podem ser consideradas limitantes da invenção, a qual está limitada apenas ao escopo das reivindicações que seguem.

Claims (17)

1. MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO INTEGRADO COM A CAPTURA, O USO E O E ARMAZENAMENTO DE CO2 POR MEIO DE CAVERNA EM ROCHA SALINA, caracterizado por compreender as seguintes etapas:

   • 1- construir um poço de acesso para gerar a caverna em rocha salina;
   • 2- instalar duas colunas tubulares concêntricas no poço;
   • 3- circular água pelas colunas concêntricas para dissolver o sal;
   • 4- movimentar verticalmente as colunas concêntricas de injeção e retirada de água;
   • 5- avaliar a geometria da caverna;
   • 6- instrumentar a caverna em rocha salina e o piso marinho;
   • 7- realizar teste hidrostático de integridade da caverna;
   • 8- instalar uma tubulação em posição junto ao topo da caverna em rocha salina para entrada e saída de CO2;
   • 9- instalar uma tubulação em posição junto ao fundo da caverna em rocha salina para entrada e saída de salmoura;
   • 10- realizar ciclos de substituição de salmoura por CO2 até que ocorra o enchimento total da caverna em rocha salina de CO2;
   • 11- abandonar o poço.
2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da caverna em rocha salina ser gerada com os mesmos equipamentos utilizados no método de recuperação de petróleo do tipo WAG, os quais originalmente injetam água no reservatório.
3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato da caverna em rocha salina ser gerada durante o período em que é injetado CO2 no reservatório pelo método de recuperação de petróleo do tipo WAG.
4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato do período de injeção de água para a construção da caverna em rocha salina ser de 2 a 24 meses.
5. MÉTODO, de acordo com as reivindicações 2 a 4, caracterizado pelo fato da geração da caverna em rocha salina ocorrer simultaneamente ao método de recuperação de petróleo do tipo WAG.
6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa de circulação de água para dissolver o sal ser realizada por sistema de bombeamento autônomo submarino ou pela UEP.
7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo sistema de bombeamento autônomo ou pela UEP efetuar a circulação de água direta ou reversa no interior da caverna em rocha salina.
8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da avaliação da geometria da caverna em rocha salina ser realizada por sonar dentro e ou externa à caverna em rocha salina.
9. MÉTODO, de acordo com as reivindicações 1 e 8, caracterizado pelo fato da avaliação da geometria da caverna em rocha salina ser utilizada para avaliar a necessidade de retornar a etapa 2 e proceder a sequência até a etapa 11.
10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato das duas tubulações, no topo e na base na caverna em rocha salina, serem para entrada e saída de fluidos e gases na caverna.
11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato das duas tubulações serem compostas por tubos rígidos ou flexíveis sendo uma posicionada entre 1 e 10m do topo da caverna em rocha salina, para entrada e saída do CO2 e, outra entre 1 e 10m do fundo da caverna de rocha salina, para entrada e saída da salmoura.
12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato das duas tubulações possuírem diâmetro menor em relação ao último revestimento assentado no poço de acesso à caverna de rocha salina, na faixa de 10 a 50% menor.
13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato das duas tubulações serem operadas de forma alternada ou simultâneas substituindo a salmoura na caverna de rocha salina pelo CO2 de forma descontínua ou por etapas.
14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da substituição a salmoura na caverna de rocha salina pelo CO2 ocorrer simultaneamente ao método de recuperação de petróleo do tipo WAG.
15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do método de recuperação de petróleo do tipo WAG ocorrer simultaneamente com a Captura, Uso e o Armazenamento de CO2 (CCUS) na caverna em rocha salina.
16. MÉTODO, de acordo com as reivindicações 1, 10 a 14 caracterizado pelo fato dos períodos de esvaziamento de salmoura ou de enchimento de CO2 na caverna em rocha salina serem de 2 a 24 meses.
17. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do poço ser abandonado com tampões de cimento após o enchimento total da caverna em rocha salina por CO2.

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