Simulação da reinjeção do CO2 para EOR: separação por membranas, equilíbrio de fases do óleo e avaliação econômica

Abstract

A injeção de CO2 é bastante utilizada para EOR (Enhanced Oil Recovery) por possuir diferentes mecanismos de deslocamento que aprimoram a recuperação do óleo. O pré-sal brasileiro possui reservas de gás natural rico em CO2 que não pode ser liberado para a atmosfera por razões ambientais. Nas plataformas em alto mar a utilização de membranas para separar o CO2 do gás natural é bastante estabelecida. O CO2 é então reinjetado nos reservatórios e o gás natural com 3% molar de CO2 pode ser comercializado. Porém, a injeção de gás nos reservatórios para EOR pode desestabilizar asfaltenos do óleo e desencadear uma série de prejuízos durante o processo de produção, transporte e processamento. Dessa forma, este trabalho teve como objetivo relacionar as composições das correntes de injeção , com as curvas de precipitação de asfaltenos e avaliar o custo das membranas de separação e o custo da compressão para injeção da corrente rica em CO2. A equação de estado CPA (Cubic Plus Association) foi utilizada para descrever o comportamento de fases do óleo com injeção de 64, 78, 87,5 e 100% de CO2 presentes na corrente de permeado. O simulador de processos PRO II foi utilizado para calcular a área da membrana necessária para obter gás natural com 3% molar de CO2 de cargas de alimentação com 20-55% molar de CO2, bem como as potências requeridas pelo compressor para levar as correntes ricas em CO2 até 702 e 720 bar. Das três membranas avaliadas, a PSF apresentou menor área para separação e por consequência menor custo anual, a injeção de até 21% molar de gás com 87,5% do CO2 garante recuperação do óleo sem desestabilizar asfatenos e com um custo anual de energia mais baixo para compressão.