Injeção

O que é: em petróleo e gás, a injeção consiste em um método de recuperação de óleo/petróleo. Os métodos de recuperação melhorada tais como injeção de água, injeção de vapor, ou injeção de CO2 requerem o uso de poços de injeção ou injetor (muitas vezes escolhidos de poços de produção mais antigos em um padrão cuidadosamente determinado), e são utilizados quando enfrenta-se problemas com esgotamento de pressão do reservatório, alta viscosidade do óleo ou pode, até mesmo, ser utilizado no início da vida de um campo. Em certos casos – dependendo da geomecânica do reservatório – especialistas podem determinar que a recuperação final do óleo pode ser aumentada pela aplicação de uma estratégia de injeção de água no início do desenvolvimento do campo, em vez de mais tarde. Tais técnicas de recuperação aprimoradas são frequentemente chamadas de recuperação terciária.

Os conjuntos de técnicas destinadas à recuperação dos reservatórios considerados mais importantes são divididos em três grupos, que comtemplam a injeção. À saber:

1. Processos térmicos (combustão “in situ”, estimulação com vapor e injeção de vapor);
2. Processos de deslocamentos miscíveis (tampão miscível, injeção de gás pobre a alta pressão, injeção de gás rico, injeção de gás carbônico);
3. Processos químicos (injeção de polímeros, injeção de cáusticos, injeção de surfactantes).

Como funciona: para a injeção em reservatórios, comumente utilizam-se fluido, água ou gás natural. A água pode ter vários tipos de origens como água subterrânea coletada por poços apenas para este fim, água de superfície, coletada em lagos ou rios, água produzida do próprio reservatório, ou ainda água do mar. Água antes de ser injetada deve ser passada por um tratamento para se adequar ao processo de injeção.

A injeção de água é o principal método utilizado para manter e/ou elevar os níveis de pressão no reservatório. Além de ajudar no deslocamento do óleo através do meio poroso devido à imiscibilidade entre estes dois fluidos.

A injeção de gás tem por finalidade aumentar a pressão formando uma capa de gás secundária que tem o trabalho de servir como um simples agente mecânico de deslocamento.

Há também a injeção alternada entre esses dois fluidos, que consiste no método miscível de injeção alternada de água e gás (WAG), com a utilização do CO₂ como gás injetado. Uma das principais vantagens de utilização do CO₂ na recuperação avançada consiste em reduzir a concentração desse gás na atmosfera uma vez que este gás é um dos principais contribuintes do efeito estufa. Esse método consiste da injeção de um banco de água alternado com um banco de gás carbônico o qual é miscível ao óleo, a vantagem da utilização desse método consiste em possibilitar ótimas eficiências de deslocamento do gás e de varrido da água a fim de reduzir a razão de mobilidade.

É bom saber também: a produção de um poço de petróleo é normalmente dividida em três fases: recuperação primária, secundária e terciária. A recuperação primária é função de mecanismos naturais de empuxo, gás em solução, influxo de água, empuxo gerado por capa de gás, drenagem por gravidade etc. Tais mecanismos garantem a surgência por certo tempo. Com a continuação da produção há um declínio da pressão, o que exige a aplicação de algum método de elevação artificial – usualmente bombeio mecânico. O fluxo de petróleo para dentro do poço diminui até se tornar antieconômico o bombeio mecânico. A extensão da recuperação primária varia bastante, alcançando em média até 20% do petróleo originalmente contido no reservatório.

A recuperação secundária refere-se a técnicas tais como injeção de água ou gás, cujo propósito é, em parte, manter a pressão do reservatório. Estas técnicas são aplicáveis a reservatórios onde o petróleo é drenado por efeito gravitacional para a parte inferior da formação. Os fluidos injetados são produzidos juntamente com o petróleo. A injeção de gás natural, por exemplo, é uma prática comum em instalação desprovidas de gasodutos para seu transporte.  A reinjeção, além de cumprir o objetivo de repressurização do reservatório, serve como meio de estocagem do gás natural para uso posterior. A técnica tem uso limitado, sendo a injeção de água o método mais corriqueiro de recuperação secundária. Esta última fornece o dobro da quantidade de petróleo que pode ser obtida através da recuperação primária. Após aplicada a recuperação secundária, aproximadamente 70% do total de petróleo do reservatório continua alojado nos poros do mesmo.

Os métodos terciários de recuperação são aplicados, geralmente, após a recuperação secundária, e envolvem injeções de substâncias normalmente ausentes do reservatório. Os métodos terciários de recuperação resultam de exaustivos estudos efetuados em campo e em laboratório e têm como objetivo a produção do petróleo retido no reservatório, após esgotadas as chances de recuperações primária e secundária. Deve-se considerar que em muitos casos essas técnicas são aplicadas a poços onde houve apenas recuperação primária ou nenhuma recuperação. Atualmente o termo recuperação suplementar de petróleo tem-se tornado bastante popular.

Estimativas sugerem que os métodos de recuperação suplementar são capazes de produzir uma quantidade adicional de petróleo equivalente a 10% do total presente no reservatório.  Equipamentos caros e especiais são requeridos para aplicação dessas técnicas e muitas substâncias químicas são utilizadas em alguns processos.  A relação custo-benefício justifica ou impede a aplicação de processos de recuperação suplementar. Alguns exemplos de métodos de recuperação suplementar são: combustão in situ, cujo aumento de temperatura reduz a viscosidade do petróleo, facilitando seu escoamento para poços de produção; injeção de polímeros, que melhora a varredura volumétrica; injeção de cáusticos e surfactantes, os quais reduzem as tensões interfaciais e facilitam o deslocamento efetivo do petróleo; injeção de gases ricos; injeção de gás pobre a altas pressões; injeção de dióxido de carbono, que sob dadas condições de pressão, temperatura e composição pode tornar-se miscível com o fluido do reservatório.

Do ponto de vista da recuperação suplementar de petróleo, as características mais importantes de uma injeção de dióxido de carbono são: inchamento (aumento de volume de uma dada quantidade de petróleo) e redução da viscosidade do petróleo; diminuição da tensão interfacial entre os fluidos deslocante e deslocado, por ser muito solúvel na água; reação ácida com as rochas da formação (aumento de injetividade); vaporização de componentes do petróleo; aumento do empuxo interno gerado por gás em solução.

O gás natural é quase sempre um subproduto da produção de petróleo, uma vez que as pequenas cadeias de átomos de carbono de gás, hidrocarbonetos mais leves, saem da solução em que estão pela redução da pressão do reservatório para a superfície, semelhante ao destampar uma garrafa de refrigerante onde o dióxido de carbono efervesce. O gás natural indesejado pode ser um problema de eliminação no local do poço. Quando não há um mercado para o gás natural, perto da boca de poço, o insumo é praticamente sem valor, uma vez que tem de ser canalizado para o utilizador final. Até recentemente, esse gás “indesejado” era queimado no local do poço, mas devido a questões ambientais essa prática está se tornando menos comum. Muitas vezes, gás não desejado (sem um mercado) é bombeado de volta para o reservatório com um poço de injeção para eliminação ou repressurizar a formação em produção. Outra solução é exportar o gás natural como líquido.