BRPI0502506B1 - Processo de obtenção de solventes in loco e uso dos mesmos em processos de produção de petróleo com elevação artificial - Google Patents

Description

PROCESSO DE OBTENÇÃO DE SOLVENTES IN LOCO E USO DOS MESMOS EM PROCESSOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO COM ELEVAÇÃO

ARTIFICIAL

CAMPO DA INVENÇÃO A presente invenção diz respeito a um processo de obtenção de solventes in loco a serem reinjetados durante processo de produção de petróleo visando a redução de viscosidade do óleo a ser produzido, os solventes sendo obtidos por tratamento térmico a partir de petróleos produzidos in loco ou de outras origens, com auxílio do equipamento objeto do pedido brasileiro PI 0400305-5, da Requerente.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

No Brasil, grande parte da produção de petróleo onshore e offshore é caracterizada por óleos pesados. Atualmente as dificuldades de extração e bombeio de reservatórios com óleos extra-pesados estão tirando a atratividade do investimento em sua exploração impedindo que grande parte das reservas de petróleo possuam interesse de produção.

Assim, apesar das técnicas conhecidas como de recuperação avançada utilizando vapor, água quente ou outras, ainda há muita dificuldade em melhorar a mobilidade de crus extra-pesados ou ultra-pesados ou efetuar conversão desses óleos em um produto mais leve no próprio local do poço. A patente U.S. 4.293.035 trata de um método para a recuperação de óleo viscoso de uma formação de subsuperfície contendo esse óleo onde um solvente é injetado em um canal de mobilidade elevada formado no fundo da formação, intermediário entre um poço de injeção e um poço de produção. O solvente é injetado até que a razão de óleo produzido para solvente se torne desfavorável e após isto a injeção de solvente é terminada e gás é injetado no canal de mobilidade elevada para produzir solvente e óleo da formação. No processo de recuperação descrito nesse documento norte-americano, é preciso trazer o solvente de outro sítio. O processo de recuperação proposto na presente invenção pode fazer uso de qualquer desses processos de injeção de solvente. De modo distintivo em relação ao estado da técnica, o solvente na presente invenção, além de ser produzido in loco, o é com auxílio do equipamento objeto do PI 0400305-5, evitando comprometimento da produção de campos mais nobres e minimizando os custos de transporte e estocagem de solventes. A patente US 4.510.997 é dirigida a um processo para recuperar óleo viscoso de uma formação contendo esse tipo de óleo e que não tenha uma barreira de permeabilidade vertical significativa na parte da formação sendo produzida, o processo envolvendo pelo menos um poço de injeção e pelo menos um poço de produção separado que penetra a formação verticalmente e então se estende horizontalmente através do fundo da formação para injeção de uma proporção pré-determinada de solvente na formação e recuperação de óleo da formação. Solvente hidrocarboneto com viscosidade não superior a 1/100 da viscosidade do óleo contido na formação e peso específico inferior ao do óleo contido na formação é injetado no fundo da formação via o poço de injeção e fluidos, incluindo óleo, são recuperados do poço de produção. A proporção de solvente injetado é de preferência entre 0,05 a 0,30 volume de poro. Após a injeção da proporção desejada de solvente na formação, a produção é interrompida e tanto o poço de produção como o poço de injeção são fechados de modo a permitir que a formação sofra um soak period durante 2 a 20 dias por pé de espessura vertical da formação. Durante esse período o solvente de hidrocarboneto leve tenderá a subir e o óleo pesado se deslocará em direção ao fundo em um processo de convecção causado pela gravidade, formando um padrão de canais (“fingers”). Este padrão ocasiona um contato efetivo entre o óleo e solvente o que provê um maior volume de óleo que tem a viscosidade reduzida e, portanto, aumentando a taxa de recuperação de óleo. Após, um fluido de arraste como água é injetado no poço de injeção para deslocar o óleo de viscosidade reduzida em direção o poço de produção para recuperação. A produção é continuada até que o óleo recuperado do poço de produção contenha uma proporção desfavorável de fluido de arraste, de preferência pelo menos 90 por cento. O hidrocarboneto líquido injetado é um petróleo leve. Embora esse documento norte-americano mencione a injeção de um hidrocarboneto líquido em um poço de injeção visando a redução da viscosidade do petróleo pesado da formação, o hidrocarboneto deve ser trazido até o local da injeção. A patente US 4.531.586 trata de um processo para estimulação cíclica com solvente para produzir óleo pesado de um reservatório subterrâneo penetrado por um poço, que compreende injetar no reservatório um solvente líquido com razão de viscosidade do óleo cru para viscosidade do solvente de pelo menos 10 e em proporção entre cerca de 5 barris e 25 barris por pé de formação produtora, e depois produzir uma mistura solvente-óleo. Solventes adequados são óleo cru leve, syncrude, diesel, condensado, ou outros hidrocarbonetos leves. Cerca de um terço do solvente pode ser a produção inicial de uma produção estimulada por solvente que seja rica em solvente. O soak time recomendado é inferior a 24 horas. A produção é continuada até que a fração de solvente produzida seja de 12% ou menos, quando solvente adicional pode ser injetado no reservatório, seguido de retomada da produção. Esses ciclos podem ser continuados até a exaustão do reservatório. Praticamente a totalidade (97%) do solvente injetado em uma estimulação em ciclos múltiplos com solvente é retornada com o óleo produzido. O solvente retornado pode ser separado in loco e usado em injeções subseqüentes. Alternativamente a mistura de óleo pesado e solvente pode ser usada como carga de refinaria e tem a vantagem de ser facilmente transportada através de dutos. Os solventes empregados no processo descrito nesse documento norte-americano devem ser transportados até o poço, e parte da produção deve ser reservada para reinjeção. A patente US 6.405.799 ensina um processo de upgrading de hidrocarboneto pesado que inclui as etapas de a) posicionar um poço em um reservatório contendo um hidrocarboneto pesado de gravidade API inicial igual ou de cerca de 8; b) injetar um solvente leve no poço sob condições de reservatório de modo a prover um hidrocarboneto upgraded no reservatório, com gravidade API maior do que a gravidade API inicial; e c) produzir o hidrocarboneto upgraded. O processo é útil quando o óleo do reservatório tem gravidade API de cerca de 8, asfalteno em peso de cerca de 16%, teor de vanádio de pelo menos 400 ppm e viscosidade a 80°C de pelo menos cerca de 1200 cps. O solvente leve é injetado em um poço de produção durante a etapa de pressurização ou injeção que utiliza uma técnica de produção tipo huff and puff. O solvente é injetado por cerca de 10 dias. O hidrocarboneto produzido após o tratamento terá gravidade API de até 20, asfalteno em porcentual em peso até 0,6%, vanádio inferior a 115 ppm e viscosidade a 80°C de preferência de 98 cps. Os solventes são Gás Natural Líquido (GNL) como frações Ci+-C6, propano líquido e similares. Exemplo de GNL contém 54% de C3, 44% de C4 e o balanço de C5+. Conforme o processo, melhores resultados são obtidos para quantidades específicas de solventes. Afim de determinar essas quantidades 0 poço a ser tratado é previamente submetido a um teste de injetividade onde um fluido como água é injetado no poço enquanto a pressão é monitorada durante um dia. Uma pressão limite é determinada de modo que a taxa de injeção seja inferior a essa pressão. Assim é determinada a capacidade líquida do poço por dia. A injeção de solvente será então tal que a razão de volume de solvente para capacidade liquida do poço seja de pelo menos 1:1, mais preferivelmente 1,5:1 e ainda melhor, pelo menos 2:1. Essas razões permitem aproximar 0 hidrocarboneto a ser contatado pelo solvente durante uma injeção. A patente US 6.318.468B1 ensina um processo para a recuperação de hidrocarbonetos pesados e ultra-pesados de formações contendo depósitos de petróleo, que compreende injetar na formação, seja de modo concorrente ou cíclico: a) gases de combustão quentes obtidos da combustão de combustível a pressão e temperatura elevadas; b) um líquido solvente doador de hidrogênio; e c) os hidrocarbonetos da formação assim mobilizados são então liquefeitos por gas lift. A recuperação é efetuada em um poço em forma de pétalas de margarida com um furo principal central e uma pluralidade de furos inclinados com suas terminações inferiores colocadas em um arranjo que circunda o furo central. Os gases de combustão são injetados a alta pressão no interior dos furos inclinados, o solvente é injetado em uma pressão menor no interior do furo central, e o gas lift é gerado em um revestimento do furo central principal. Os gases de combustão podem ser obtidos da fornalha de uma planta de reforma termoquímica empregada para reformar os hidrocarbonetos recuperados em um produto mais leve, essa planta sendo adjacente à cabeça de poço. O solvente pode ser um solvente naftênico altamente hidrogenado obtido como fração da produção da planta de reforma. Assim, o poço é operado em combinação com uma planta de reforma petroquímica adjacente à cabeça de poço que reforma os hidrocarbonetos recuperados para produzir um produto de qualidade de duto, a planta incluindo uma fornalha que fornece os gases de combustão quentes para o poço, e dispositivo para fracionar o produto da planta para obter o solvente. A reforma térmica, (ou craqueamento térmico) descrita nesse documento ocorre por transferência de calor unicamente a partir de um gás de combustão do processo de combustão a menos do que cerca de 1093°C (2000°F). O pedido brasileiro PI 0400305-5, da Requerente e aqui integralmente incorporado como referência, descreve um sistema para tratamento de resíduos multifásicos com teor ilimitado de água, óleo e sólidos, para obtenção de hidrocarbonetos e outros produtos, que compreende: a) sistema (10) de alimentação de resíduo multifásico para deslocar de forma controlada via linha (12) dito resíduo para o interior de um reator tubular (40) sob atmosfera inerte e pressão reduzida; b) reator tubular (40) constituído de camisa (41) de aço refratário e provido de helicóide de transporte (42), três conjuntos independentes de resistências elétricas Z-1, Z-2, Z-3 sendo montados ao redor da dita camisa (41) formando zonas de reação com aquecimento em rampa, o dito reator tubular (40) sendo dotado de três saídas (45, 46, 47) na parte superior para os gases condensáveis produzidos e na parte inferior, acessos (43) para alimentação de resíduo múltifásico e (44) para coleta de sólidos produzidos, dito reator (40) funcionando no modo selado; c) sistema (50) de coleta de sólidos produzidos, constituído de válvulas (51, 52) e silo (53) intermediário; d) sistema (60) de três condensadores (61, 62, 63) para coleta de água e hidrocarbonetos leves emergindo de cada uma das zonas Z-1, Z-2 e Z-3 do dito reator tubular, também sob pressão reduzida, os condensadores (61, 62, 63) sendo conectados a borbulhadores (71, 72, 73) via a linha (64); e) sistema (70) de três borbulhadores (71, 72, 73) constituído de recipientes contendo produtos químicos e dispersores destinados a receber e lavar os gases não condensáveis originados nas zonas de reação Z-1, Z-2 e Z-3; f) sistema (80) de controle operacional para monitoramento das condições de processo; e g) sistema (90) de pós-tratamento dos sólidos coletados.

Apesar dos sistemas e processos propostos, a técnica ainda necessita de um processo de obtenção de solventes in loco a partir de resíduos multifásicos para injeção em poços de petróleo contendo hidrocarbonetos pesados ou ultra-pesados, os solventes sendo obtidos com auxilio do sistema descrito e reivindicado no PI 0400305-5, e então reinjetados no poço para efetuar redução da viscosidade do petróleo ali contido, e recuperação do petróleo de viscosidade reduzida por qualquer processo, tal processo de obtenção de solventes e uso dos mesmos em processo de recuperação secundária de petróleo sendo descritos e reivindicados no presente pedido.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De um modo amplo, a invenção se refere a um processo de obtenção de solventes in loco a partir de petróleos produzidos in loco ou de outras origens, para injeção em um poço de petróleo contendo hidrocarbonetos pesados ou ultra-pesados de modo a reduzir a viscosidade desses hidrocarbonetos. A invenção se refere ainda ao uso dos solventes assim obtidos em processos de elevação artificial.

Assim, a invenção provê um processo de obtenção de solventes in loco para redução da viscosidade e do grau API de petróleos pesados ou ultra-pesados, ditos solventes sendo obtidos a partir de petróleos produzidos in loco ou de outras origens com auxílio do sistema descrito no PI 0400305-5. A invenção provê também um processo de obtenção de solventes in loco a partir de petróleos produzidos in loco ou de outras origens utilizando um sistema a vácuo com aquecimento em rampa com três etapas de controle distintas, quais sejam, evaporação, dessorção e pirólise. A invenção provê ainda o uso dos solventes assim produzidos em processos de elevação artificial.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIGURA 1 anexa ilustra o sistema de tratamento de resíduos multifásicos objeto do pedido PI 0400305-5, utilizado na obtenção dos solventes da invenção. A FIGURA 2 anexa ilustra um gráfico com a projeção da alteração de comportamento físico do sistema para as três zonas do sistema. A FIGURA 3 anexa ilustra uma configuração possível para a origem do petróleo a ser submetido ao processo de obtenção de solventes conforme a invenção. A FIGURA 4 anexa ilustra uma configuração adicional para a origem do petróleo a ser submetido ao processo de obtenção de solventes conforme a invenção. A FIGURA 5 anexa ilustra em gráfico os resultados de testes de interação do óleo recuperado utilizado como solvente com alguns petróleos pesados e extra-pesados.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS

No presente relatório, os seguintes termos têm o significado como detalhado abaixo. “Hidrocarboneto ou petróleo pesado” é um hidrocarboneto ou petróleo cru viscoso, com características de baixa fluidez no reservatório. Em geral esses hidrocarbonetos têm grau API 20 ou inferior. “Flidrocarboneto ou petróleo extra-pesado ou ultra-pesado” é um hidrocarboneto ou petróleo cru muito viscoso, com características de fluidez muito baixa no reservatório. Em geral esses hidrocarbonetos têm grau API 10 ou inferior.

Sob um aspecto, a invenção trata de um processo de obtenção de solventes in loco a partir de petróleos produzidos in loco ou de outras origens, para serem reinjetados em um poço de petróleo contendo hidrocarbonetos pesados e ultra-pesados. O processo de obtenção de solventes utiliza o processo de tratamento térmico, a fim de fracionar moléculas de alto peso molecular em moléculas menores.

Utiliza-se pressão reduzida e atmosfera inerte. Técnicas de evaporação, dessorção e pirólise são combinadas, onde o óleo pesado proveniente do próprio poço onde os solventes obtidos vão ser reinjetados ou de um outro poço é submetido a condições que facilitam a evaporação de água emulsionada, quebras de ligação e síntese. Este mecanismo facilita a redução do grau API e a redução da viscosidade do produto. O óleo pesado é vaporizado e craqueado, sendo condensado em três etapas diferentes. O processo se desenvolve com a temperatura da reação controlada desde a entrada do óleo pesado no reator até a saída dos gases de reação. O processo de obtenção do óleo leve é controlado por um sistema de supervisão e aquisição de dados em todas as etapas do processo.

Mais especificamente trata-se de um sistema a vácuo com aquecimento em rampa, com três etapas de controle distintas, utilizando-se o equipamento descrito no pedido brasileiro PI 0400305-5, da Requerente e aqui integralmente incorporado como referência, projetado originalmente para tratamento de resíduos multifásicos e utilizado para processamento de óleos pesados conforme apresentado na Figura 1 do presente pedido.

Assim que produzido, o óleo pesado pode ser processado na boca do poço utilizando o sistema ou equipamento de tratamento objeto do PI 0400305-4. Deste modo, o equipamento funciona como um pré-tratamento ou pré-refino, o óleo alimentado ao mesmo e processado se constituindo em um óleo recuperado (OR) útil como solvente, com viscosidade e teor de enxofre reduzidos. O OR é um óleo de excelente qualidade e de fácil refino, bem diferente do óleo pesado produzido. Em resumo, mesmo produzindo com o auxílio de solvente, o petróleo pesado pode ser processado e nesse ponto o equipamento funciona como uma unidade de pré-tratamento.

Como sub-produto do pré-tratamento é obtida redução na faixa de 30 a 40% da viscosidade original. O óleo recuperado, além de possuir baixa viscosidade, apresenta teor de enxofre inferior a 1% e BSW abaixo de 0,5%. A obtenção de óleos com viscosidade reduzida passa por um sistema de temperaturas determinadas e controladas a fim de viabilizar o processamento de óleos pesados, de forma a reduzir a viscosidade, melhorando o escoamento e elevação, além da composição e características físicas desse óleo.

Por estar em sistema controlado de pressão e temperatura, o craqueamento das moléculas pesadas é viabilizado a partir de técnicas térmicas previamente conduzidas de acordo com a viscosidade inicial do óleo, com total segurança e controle no mecanismo de quebra. São escalonados três coletores (61a, 62a, 63a), para produtos oleosos. O sistema está subdividido em três zonas distintas de temperaturas onde ocorrem transformações físicas e químicas.

Na Zona 1 a temperatura atinge 150°C permitindo que tanto a água livre quanto a água emulsionada no resíduo sejam evaporadas e os hidrocarbonetos leves sejam eluídos até o condensador (61).

Nas Zonas 2 e 3 com temperaturas controladas até 370°C e 750°C respectivamente, inicia-se um processo de dessorção térmica, acrescido de quebras de ligação de moléculas dando início à pirólise. A fração pesada, com elevadas concentrações de resinas e de asfaltenos, é parcialmente convertida em compostos com pesos moleculares inferiores, sendo vaporizados e eluídos para os condensadores (62 e 63).

Em cada Zona são gerados óleo com viscosidades similares, porém bem abaixo do valor original, conforme pode ser visto na Tabela 1 a seguir, que lista as propriedades físicas de óleos recuperados 1 a 3, obtidos no equipamento para Tratamento Térmico de Resíduos Multifásicos (TTRM+) objeto do PI 0400305-5, identificados pelas Zonas de temperaturas de obtenção (Zonas 1, 2 e 3), comparados a três petróleos brutos: (1) Espírito Santo; (2) Sergipano Terra e (3) petróleo bruto, extraído do resíduo por solvente orgânico, da caixa separadora água/óleo (caixa API). TABELA 1 **Viscosidade Dinâmica a 60°C

Os dados da Tabela 1 acima mostram que em relação ao óleo original houve redução de até 98,9% em termos absolutos na viscosidade, bem como elevação substancial do grau API.

Os dados da Tabela 1 mostram também que o processo é útil para petróleos com grau API na faixa de 10. A Figura 2 mostra em gráfico o incremento de temperatura nas zonas Z-1, Z-2 e Z-3, apresentando o comportamento do sistema em relação às temperaturas e a evolução dos produtos em duas zonas distintas, a primeira zona até 250°C enquanto a segunda zona aponta temperaturas que podem ultrapassar 350°C dependendo do tipo de óleo pesado processado.

Sob um outro aspecto, a invenção trata da utilização dos solventes obtidos in loco pelo tratamento térmico de óleos pesados em processos de elevação artificial por reinjeção dos solventes assim obtidos.

Em processos de elevação artificial por injeção de solvente, o solvente usado deve ser substancialmente, mas não necessariamente completamente, miscível com o óleo cru. A viscosidade do solvente deve ser inferior à do óleo. Em geral a razão da viscosidade do óleo cru para a viscosidade do solvente, sob condições de reservatório, deve ser de pelo menos 10, de preferência 100 ou mais. Os dados da Tabela 1 relativos às viscosidades dos óleos originais e dos óleos recuperados mostram que esta proporção é facilmente obedecida no processo da invenção. A obtenção de solventes in loco para reinjeção é possível devido às características do sistema objeto do pedido PI 0400305-5, este sendo de fácil instalação próximo a um poço produtor.

De acordo com uma modalidade da invenção, o petróleo a ser tratado termicamente no sistema objeto do pedido PI 0400305-5 para produzir o solvente destinado a reinjeção no poço produtor de hidrocarbonetos pesados e ultra-pesados pode ser proveniente do próprio poço produtor de hidrocarboneto pesado e ultra-pesado.

De acordo com outra modalidade da invenção, o petróleo a ser tratado termicamente no sistema objeto do pedido PI 0400305-5 para produzir o solvente destinado a reinjeção no poço produtor de hidrocarbonetos pesados e ultra-pesados é um resíduo de petróleo de qualquer origem.

Ainda uma outra modalidade envolve uma mistura de petróleo proveniente do poço produtor de hidrocarboneto pesado e ultra-pesado e resíduos de petróleo de qualquer origem.

As Figuras 3 e 4 são diagramas de bloco que ilustram modalidades quanto à origem do petróleo pesado submetido ao processo de obtenção dos solventes para reinjeção em poços contendo hidrocarbonetos pesados e ultra-pesados. A Figura 3 ilustra, através de um diagrama de blocos, as possíveis fontes geradoras de solventes e o processamento dessas fontes. Assim, é possível efetuar o tratamento, através do processo descrito acima e constante do pedido PI-0400305-5, de óleos pesados (1) produzidos por poços localizados nas proximidades do equipamento objeto do referido pedido, diminuindo assim os dispêndios em transporte, tanto do óleo produzido como do solvente utilizado, e integrando a produção desse poço com a produção dos demais poços que serão beneficiados pelo processo de reinjeção.

Alternativamente também poderá ser utilizada como fonte geradora de solventes, os resíduos multifásicos de petróleo (2) que normalmente são gerados no processo produtivo.

Esses resíduos serão processados em conformidade com o processo descrito no pedido PI-0400305-5, tal processo sendo ilustrado na Figura 1 do presente pedido.

Ainda uma outra fonte geradora de solventes é o passivo ambiental (3) existente, que pode ser processado pela mesma técnica e equipamento descritos no pedido PI-0400305-5.

Os produtos obtidos a partir das diversas fontes geradoras (1), (2) e (3) de solvente são transferidos para o sistema de tratamento TTRM+ através de dispositivos selecionados em conformidade com as características de deslocamento (S-1) dos mesmos.

Os produtos das fontes geradoras (1), (2) e (3) são deslocados respectivamente via as linhas L1, L2 e L3 até via S-1 e depois via L4 dirigidos para o sistema de tratamento TTRM+.

Dispositivos S-1 úteis para o deslocamento dos produtos das fontes geradoras (1), (2) e (3), são dispositivos de bombeio por cavidades progressivas ou helicóides transportadores, de rosca com núcleo fechado ou aberto, não limitados a estes, sendo possível utilizar outros meios que se apresentem mais eficientes.

Os produtos das fontes (1), (2) e (3) assim transportados por (S-1) são introduzidos no equipamento (4) para efetuar o tratamento térmico dos mesmos com base no processo do referido pedido PI-0400305-5.

Como resultado desse tratamento são obtidas três fases distintas e separadas. São elas, a fase gasosa (8) que é enviada via L5 a equipamento ou sistema de tratamento e recuperação de compostos valoráveis, a fase sólida (9) que recebe via L6 tratamento apropriado para reaproveitamento e a fase líquida (5) que, por ser composta de óleos e água é enviada via L7 a um sistema de decantação para separação.

Após separação da fase líquida (5), os subcomponentes recebem destinos compatíveis com a utilização dos mesmos, a água separada é enviada ao sistema de tratamento e reaproveitamento de sub-produtos (7) via L9 e o óleo se encaminha via L8 ao sistema de reinjeção (6) para ser utilizado na recuperação estimulada do petróleo da formação correspondente. A Figura 4 é um esquema ilustrativo de uma outra fonte para obtenção dos solventes conforme o processo da invenção.

Conforme essa alternativa, o poço produtor é composto por um revestimento (16), uma coluna de produção (17), as hastes de acionamento da bomba (11), a bomba (21) e de um trecho de tubos perfurados (19). O sistema de bombeio (11,21) pode ser por bomba alternativa, de cavidades progressivas ou centrífugas. O óleo produzido pelo poço através da bomba (11) é direcionado, através de uma tubulação (L11), para um reservatório ou tanque (12), onde fica armazenado. Este óleo pode ser escoado para caminhão tanque através da linha (L16) e da válvula (V10), sendo retirado por caminhão tanque através da conexão (25).

Conforme a Figura 4, o processo (13) descrito no presente relatório envolve receber o óleo produzido e armazenado no tanque (12), através da válvula de bloqueio (V11) e da linha de alimentação (L12). Alternativamente, recebe outros resíduos pela entrada (24), através de (L17) e da válvula de bloqueio (V12). O óleo produzido adicionado de resíduos eventuais é então submetido ao processo de pirólise branda descrito acima e efetuado no equipamento TTRM+, produzindo solvente, que é encaminhado para um tanque intermediário (14) através de tubulação (L13) de preferência de aço. O solvente contido no tanque (14) é dirigido a um sistema de bombeio (15) através da linha (L14) e enviado ao poço onde se quer fazer a injeção pela linha (L15) que é monitorada pelo manômetro (M11). A injeção é feita pelo espaço anular existente entre o revestimento (16) e a coluna de produção (17). Este espaço é isolado do resto do poço através de um sistema de selagem, “packer” (20), e se comunica com o espaço interno da coluna de produção através de uma válvula orifício (23) utilizada em sistemas de “gas lift”.

Através deste sistema a injeção de solvente é efetuada conforme várias modalidades, descritas a seguir: - Uma modalidade compreende a diluição do óleo pesado adjacente à região da válvula de retenção (22) diminuindo sua viscosidade e facilitando o trabalho da bomba (21). Neste processo as bombas (21 e 15) funcionam em conjunto, uma bombeando solvente (15) e a outra recuperando óleo (21); - Outra modalidade compreende a recuperação cíclica onde o bombeio de óleo produzido (11/21) pode ser interrompido para injeção de solvente pela bomba (15) por um determinado período de tempo em que o óleo existente no interior do poço possa interagir, com possibilidade de atingir a formação adjacente ao tubo perfurado (19), neste ponto a bomba de solvente é desligada (15) religando-se a bomba de produção(11/21); - Ainda uma modalidade alternativa envolve a utilização de poços perfurados paralelos e adjacentes. Um dos poços é utilizado para injeção de solvente e o outro poço para recuperação do óleo solubilizado após contato com o solvente injetado. Assim o óleo existente na formação é solubilizado.

Os fatores mais importantes na definição da fonte ideal para produção de solvente são: a facilidade de obtenção, a quantidade de óleo que a compõe e o volume necessário a ser utilizado. A Tabela 2 a seguir compila a concentração de óleos recuperados a partir de diversos tipos de resíduos por extração com solventes e por tratamento térmico, apresentando um incremento substancial na recuperação de óleo por tratamento térmico em relação à recuperação do mesmo óleo na extração por solventes orgânicos. TABELA 2 A fim de comprovar a viabilidade de uso dos solventes ou óleos recuperados obtidos para a redução da viscosidade de óleos pesados e ultra-pesados em processos de elevação artificial, foram efetuados testes de interação entre os solventes obtidos e os óleos que se desejam produzir por elevação artificial. O teste de interação compreende verter, sobre uma proporção determinada de óleo pesado contida em um frasco, a uma temperatura definida, o solvente em teste, em ausência de agitação, permitindo que ocorra a assim chamada interação durante um período de tempo que se convencionou como se estendendo a 48 horas.

Após o período de tempo convencionado, verifica-se a proporção de solvente que interagiu com o óleo, isto é, que se misturou ao mesmo, e, por conseguinte também a proporção que ficou no fundo do frasco e que portanto não interagiu. A Figura 5 ilustra a variação ocorrida nas viscosidades após a interação entre o óleo pesado e o óleo recuperado. A tendência da curva é decrescer no sentido em que aumenta a injeção de óleo recuperado, o que pode ser observado nos testes. Essa propriedade do novo produto é ponto importante para a elevação do óleo pesado originalmente produzido no campo. A Tabela 3 a seguir apresenta dois testes de interação entre o óleo pesado (OP) e óleo recuperado (OR) (solvente) de um resíduo de petróleo. Os testes foram realizados em bancada simulando a temperatura do poço (~60°C) e temperatura ambiente (30°C) com duração de dois dias. As proporções mostraram que nas condições do poço ocorre uma interação superior a 83,63%. A viabilidade técnica da metodologia aponta para proporções de até 9/1 uma vez que a interação ocorre facilmente por ser o solvente semelhante ao soluto. No caso ambos são petróleos e sendo a fonte de resíduos o mesmo petróleo o fenômeno ocorre por similaridade das fases. O óleo pesado é um óleo do Nativo Oeste (Espírito Santo), em quatro razões diferentes em duas temperaturas. TABELA 3 Inicialmente, o óleo pesado apresenta uma viscosidade de 7425 cP, no entanto quando ocorre a interação com o óleo recuperado, a viscosidade se reduz para 26,9 cP conforme mostra a Tabela 4 a seguir, relativa às propriedades físicas relacionadas ao teor de água em cada mistura para as interações de óleo pesado (OR) e óleo recuperado (OP). A redução de viscosidade denota um aumento sensível na qualidade do óleo obtido, além de facilitar o escoamento desse óleo no transporte até o seu refino.

Note-se ainda que a mistura de solvente com óleo pesado conduz a um produto com teor de água reduzido além de reduções proporcionais em teores de níquel e vanádio, pelo que, a qualidade do óleo produzido por essa metodologia viabiliza a produção em campos de óleos pesados e extra-pesados.

Os testes de interação de óleo pesado (OP) com o óleo recuperado de resíduo de petróleo (OR), coletados em separadores água/óleo tipo Caixa API, apresentaram uma melhor resposta, como era esperado, em temperaturas mais elevadas.

Para fins de comparação, a Tabela 4 também lista as propriedades do óleo recuperado puro e do petróleo original, nas mesmas proporções de óleo pesado e óleo recuperado do teste de bancada. TABELA 4 O teste de interação na proporção 60x40 mostra um óleo com grau API de 24,64 e densidade 0,9020, trazendo o óleo pesado para a faixa de óleo mediano, conforme a Portaria da Agência Nacional de Petróleo Número 09/2000 (PANP 009/2000) que classifica o Petróleo Mediano como todo petróleo com densidade superior a 0,87 e igual ou inferior a 0,92 (ou grau API igual ou superior a 22 e inferior a 31).

Claims (14)

1. Processo para a obtenção de solventes in loco por tratamento térmico, para reinjeção em um poço produtor de petróleo pesado ou extra-pesado, caracterizado por que compreende as etapas de: a) prover um petróleo pesado ou extra-pesado, com grau API 20 ou menos; b) submeter dito petróleo a tratamento térmico em reator tubular (40) constituído de camisa (41) de aço refratário e provido de helicóide de transporte (42), três conjuntos independentes de resistências elétricas Z-1, Z-2, Z-3 montados ao redor da dita camisa (41) formando zonas de reação com aquecimento em rampa e atingindo temperaturas entre 150°C e 750°C, dito reator tubular (40) sendo dotado de três saídas (45, 46, 47) na parte superior para os gases condensáveis produzidos e na parte inferior, acessos (43) para alimentação de petróleo pesado ou ultra-pesado e (44) para coleta de sólidos produzidos, dito reator (40) funcionando no modo selado; c) após condensação dos produtos líquidos obtidos em b), separar um óleo recuperado OR com grau API de pelo menos 27, adequado para uso como solvente para reinjeção, e onde o teor de óleo recuperado a partir do dito petróleo pesado ou ultra-pesado é superior ao teor recuperado a partir de processos do estado da técnica.

2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o petróleo pesado ou ultra-pesado é oriundo de um poço produtor próximo ao equipamento TTRM+ onde é efetuado o tratamento térmico.

3. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que alternativamente o petróleo pesado ou extra-pesado é um resíduo multifásico.

4. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que alternativamente o petróleo pesado ou extra-pesado é oriundo do passivo ambiental.

5. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que alternativamente o petróleo pesado ou extra-pesado é uma mistura de um resíduo multifásico e petróleo pesado ou extra-pesado, em qualquer proporção.

6. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que adicionalmente como resultado do tratamento térmico a fase gasosa (8) é enviada via L5 a equipamento ou sistema de tratamento e recuperação de compostos valoráveis, a fase sólida (9) recebe via L6 tratamento apropriado para reaproveitamento e a fase líquida (5) composta de óleos e água é enviada via L7 a um sistema de decantação para separação.

7. Processo de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por que por separação da fase líquida (5), a água separada é enviada ao sistema de tratamento e reaproveitamento de sub-produtos (7) via L9 e o óleo se encaminha via L8 ao sistema de reinjeção (6) para ser utilizado na recuperação estimulada do petróleo da formação correspondente.

8. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a proporção de óleo pesado para óleo recuperado (solvente) está entre 60/40 e 90/10.

9. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que no teste de interação, para a proporção de 90 partes de óleo pesado para 10 partes de óleo recuperado a 60°C, a porcentagem de interação é de pelo menos 85% enquanto a 19°C a porcentagem de interação é de pelo menos 58%.

10. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que em relação a um Petróleo Pesado puro, a mistura 60 OP x 40 OR é classificada como Petróleo Mediano.

11. Uso dos solventes obtidos conforme o processo da reivindicação 1, para reinjeção em processos de elevação artificial em poços de petróleo contendo petróleos pesados ou ultra-pesados, com grau API 20 ou menos.

12. Uso dos solventes conforme a reivindicação 11, caracterizado por que a reinjeção de solvente compreende a diluição do óleo pesado ou extra-pesado adjacente à região da válvula de retenção (22), diminuindo a viscosidade do dito óleo.

13. Uso dos solventes conforme a reivindicação 11, caracterizado por que a reinjeção de solvente compreende recuperação cíclica onde o bombeio de óleo produzido é interrompido para injeção de solvente por um determinado período de tempo em que o óleo existente no interior do poço possa interagir com o solvente injetado.

14. Uso dos solventes conforme a reivindicação 11, caracterizado por que a reinjeção de solvente compreende a utilização de poços perfurados paralelos e adjacentes, onde um dos poços é utilizado para injeção de solvente e o outro poço para recuperação do óleo existente na formação e que foi solubilizado por contato com o solvente injetado.