ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO DE UM … · universidade federal do rio grande do norte centro...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO DE UM RESERVATÓRIO

COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO COM

INJEÇÃO DE ÁGUA E CO2

Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

Novembro 2017

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.2

ii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO DE UM RESERVATÓRIO

COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO COM

INJEÇÃO DE ÁGUA E CO2

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Coorientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Novembro 2017

NATAL, RN


iii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto


iv Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

RIBEIRO NETO, Vivaldo Rodrigues. Análise da recuperação de óleo de um reservatório

com características do pré-sal brasileiro com injeção de água e CO2. 2017. 79 f. TCC

(Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Natal, Brasil, 2017.

Palavras-Chave: Injeção de CO2, injeção de água, pré-sal.

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Coorientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

___________________________________________________________________________

O pré-sal brasileiro é composto por grandes acumulações de óleo leve de boa qualidade,

colocando o Brasil em destaque enquanto produtor de petróleo frente a grande demanda

energética mundial. Os reservatórios do pré-sal são ultraprofundos, com dimensões que vão

do estado do Espírito Santo até Santa Catarina. A província tem óleo com Grau API entre 28°

e 30°, alto teor de CO2, alta pressão e baixas temperaturas. Com o objetivo de otimizar a

produção de óleo desses reservatórios, este projeto aplicou os métodos de recuperação:

injeção de água e injeção de CO2 para diferentes configurações de poços produtores e

injetores. A princípio, foi realizada a modelagem do fluido e do reservatório que tem

características do pré-sal brasileiro, onde a simulação foi realizada no GEM, ferramenta da

CMG (Computer Modelling Group LTD) Versão 2013.1. Após as simulações foram

realizadas as análises da injeção de água e CO2 separadamente para as diferentes

configurações de poços. O resultado das análises mostrou que a injeção de CO2 apresentou

melhor fator de recuperação em relação a injeção de água, e que entre as configurações

analisadas, a configuração 4 (injetor inferior / produtor intermediário) tem a melhor

distribuição de poços para o reservatório estudado.


v Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

RIBEIRO NETO, Vivaldo Rodrigues. Analysis of oil recovery using CO2 and water injection

in a reservoir with Brazilian pre-salt characteristics. 2017. 79 f. TCC (Graduação) - Curso de

Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.

Key-words: CO2 injection, Water injection, pre-salt.

Tutor: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Co-tutor: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The Brazilian pre-salt is composed by large accumulations of light oil of good quality, placing

Brazil in the spotlight as oil producer due to large demand of energy. The pre-salt reservoirs

are ultra-deep, covering an area that stands from the state of Espírito Santo to Santa Catarina.

This location presents an API gravity ranging from 28° and 30°, high concentration of CO2,

high pressure and low temperatures. In order to optimize the oil production of these

reservoirs, the present work applied recovery methods: water and CO2 injection using

different configurations of production and injection wells. Initially, the fluid and reservoir

were modeled based on characteristics of the Brazilian pre-salt, the simulation was performed

by the tool GEM from CMG (Computer Modelling Group LTD) version 2013.1. After the

simulations, analyses of water and CO2 injection were performed separately using different

settings. The result of the analyses showed that the CO2 injection presented a better oil

recovery factor when compared with the water injection, and that among the analyzed

settings, the setting 4 (lower injection/intermediate production) had the best distribution of

wells for the studied reservoir.


vi Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus amados pais

Cleovan Rodrigues Ribeiro e Maria Teixeira Ribeiro

por todo o amor, dedicação e apoio ao longo de minha vida.


vii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus, engenheiro da minha vida.

Agradeço aos meus pais por todo o apoio nas minhas decisões, por terem me educado para à

vida, pela dedicação e amor que foram fundamentais para que eu chegasse onde estou, tudo

que sou e que serei devo a vocês. Agradeço a minha irmã Cleomara Teixeira Ribeiro, pelo

apoio de sempre.

Agradeço a minhas tias Hildete Rodrigues de Araújo e Margarida Rodrigues de Araújo, a

minha prima Lorena Deniele Barbosa de Araújo e a Miguel Caetano de Araújo pelo

acolhimento e amor que sempre recebi de vocês, todos foram fundamentais para que eu

chegasse até aqui.

Agradeço a toda minha família, pois vocês são a base de tudo, sempre me apoiaram e

acreditaram que eu seria capaz.

Agradeço aos meus amigos, que acreditaram e me apoiaram em todos os momentos.

Agradeço aos meus orientadores Tarcilio Viana Dutra Junior e Jennys Lourdes Meneses

Barillas por todo ensinamento que me passaram, pela paciência, dedicação e amizade, vocês

foram muito importantes para o êxito desse projeto.

Agradeço a todos os professores do curso, o conhecimento adquirido com vocês será levado

para toda a minha vida.

Agradeço a Computer Modelling Group LTD. (CMG) pelo software concedido, pois sem ele não

seria possível a realização deste projeto.

Agradeço ao PRH-ANP 43 juntamente ao MCTI - Ministério da Ciência, Tecnologia e

Informação, a FINEP – Financiadora de Estudos e Projetos, e a ANP – Agência Nacional do

Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, pelo apoio financeiro e por possibilitar o

desenvolvimento deste trabalho.


viii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

Agradeço a todos que me ajudaram e apoiaram direta ou indiretamente.

Meu muito obrigado!


ix Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO 1

2. ASPECTOS TEÓRICOS 3

2.1 Formação do reservatório do pré-sal 3

2.2 Características do reservatório do pré-sal 4

2.3 Métodos de recuperação de petróleo 6

2.3.1 Métodos convencionais de recuperação 7

2.3.1.1 Injeção de água 8

2.3.2 Métodos especiais de recuperação 9

2.3.2.1 Injeção miscível de CO2 10

3. MATERIAIS E MÉTODOS 13

3.1 Ferramentas computacionais 13

3.1.1 Winprop 13

3.1.2 Builder 13

3.1.3 GEM 14

3.1.4 Results Graph e Results 3D 14

3.2 Modelagem do fluido 15

3.2.1 Composição 15

3.2.2 Viscosidade do fluido 16

3.2.3 Diagrama de fluidos 19

3.2.4 Curva de permeabilidade relativa 20

3.3 Modelagem do reservatório 22

3.3.1 Modelo físico do reservatório 22

3.3.2 Características e propriedades do modelo base 25

3.3.3 Condições operacionais do modelo base 26

3.4 Configurações analisadas 27

3.5 Metodologia 29

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES 31


x Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

4.1 Estudo da injeção de água 31

4.1.1 Estudo da pressão de fundo de poço do produtor 31

4.1.2 Análise das configurações 1 e 3 32



4.2 Análise da injeção de CO2 51

4.2.1 Estudo da configuração 1 51



5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 62

5.1 Conclusões 62

5.2 Recomendações 63

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 64


xi Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1 - Tectônica de placas e a fragmentação do continente Gondwana ........................... 4

Figura 2-2 - Localização geográfica da área que abrange o pré-sal ........................................... 5

Figura 2-3 - Profundidade da camada do pré-sal ........................................................................ 6

Figura 2-4 - Métodos de recuperação ......................................................................................... 7

Figura 2-5 - Esquema de injeção de água ................................................................................... 8

Figura 2-6 - Esquema de injeção de CO2 ................................................................................. 11

Figura 3-1- Ajuste de viscosidade ............................................................................................ 17

Figura 3-2 - Ajuste de curva da densidade do óleo .................................................................. 18

Figura 3-3 - Ajuste de curva da Rs e Bo................................................................................... 19

Figura 3-4 - Diagrama de Pressão e Temperatura .................................................................... 20

Figura 3-5 - Curva de permeabilidade do sistema água-óleo ................................................... 21

Figura 3-6 - Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido-gás ................................... 22

Figura 3-7 - Modelo do reservatório estudado ......................................................................... 23

Figura 3-8 - Vista superior do reservatório (vista i, j) .............................................................. 24

Figura 3-9 - Vista lateral do reservatório (vista i, k) ................................................................ 25

Figura 3-10 - Configurações 1 e 2 na distribuição de poços produtores e injetores ................. 27



Figura 4-1 - Comparativo de pressão do fundo do poço .......................................................... 32

Figura 4-2 - Configurações 1 e 3 na distribuição de poços produtores e injetores ................... 33

Figura 4-3 - Produção acumulada e Fator de recuperação para configuração 1 ....................... 34

Figura 4-4 - Vazão de óleo do poço produtor ........................................................................... 35

Figura 4-5 - Gráfico da injeção de água do poço injetor para configuração 1 ......................... 36

Figura 4-6 - Saturação de óleo do ano de 2002 até 2011 ......................................................... 37

Figura 4-7 - Produção acumulada e fator de recuperação da configuração 3 ........................... 38

Figura 4-8 - Vazão de produção de óleo ................................................................................... 39

Figura 4-9 - Gráfico da vazão de injeção de água para configuração 3 ................................... 40

Figura 4-10 - Saturação de óleo do ano de 2002 até 20011 ..................................................... 41

Figura 4-11 - Esquema de configurações 2 e 4 ........................................................................ 42

Figura 4-12 - Produção acumulada e fator de recuperação da configuração 2 ......................... 43


xii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

Figura 4-13 - Gráfico da vazão de óleo .................................................................................... 44

Figura 4-14 - vazão de injeção de água para configuração 2 ................................................... 45

Figura 4-15 - Esquema das configurações 5 e 6 ....................................................................... 47

Figura 4-16 - Produção acumulada e fator de recuperação da configuração 5 ......................... 48

Figura 4-17 - Gráfico da vazão óleo ......................................................................................... 49

Figura 4-18 - Gráfico da vazão de injeção de água .................................................................. 50

Figura 4-19 - Produção acumulada e Fator de recuperação da configuração 1 ........................ 52


Figura 4-21 - Gráfico da vazão de injeção de CO2 ................................................................... 54

Figura 4-22 - Produção acumulada e fator de recuperação na configuração 4 ......................... 55


Figura 4-24 - Vazão de injeção de CO2 .................................................................................... 57

Figura 4-25 - Produção acumulada e fator de recuperação na configuração 6 ......................... 58


Figura 4-27 - Gráfico da vazão de injeção de CO2 ................................................................... 60

Figura 4-28 - Comparativo do Np e Fr das configurações 1, 4 e 6 .......................................... 61


xiii Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

LISTA DE TABELAS

Tabela 3-1 - Composição do fluido modelado ......................................................................... 15

Tabela 3-2 - Composição dos pseudocomponentes .................................................................. 16

Tabela 3-3 - Dimensões do reservatório ................................................................................... 23

Tabela 3-4 - Características e propriedades do reservatório estudado ..................................... 26

Tabela 3-5 - Condições operacionais para o reservatório estudado ......................................... 26

Tabela 4-1 - Fator de recuperação e produção acumulada da configuração 4 ......................... 46

Tabela 4-2 - Fator de recuperação e produção da configuração 6 ............................................ 51


xiv Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível

API American Petroleum Institute

CMG Computer Modelling Group

FR Fator de Recuperação

Np Produção acumulada

RGO Razão gás-óleo

Bo Fator volume de formação do óleo

Swc Saturação de água conata

Soi Saturação de óleo inicial

Kr Permeabilidade relativa

Sl Saturação de líquido

K Permeabilidade absoluta

Q Vazão do fluido


1 Vivaldo Rodrigues Ribeiro Neto

1. INTRODUÇÃO

As descobertas do pré-sal brasileiro estão entre as mais importantes em todo o mundo

na última década. A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo leve, de

excelente qualidade e com alto valor comercial. Uma realidade que nos coloca em uma

posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial (PETROBRAS,2015).

As rochas do reservatório do pré-sal estão situadas sob uma extensa camada de sal,

localizadas entre o litoral de Santa Catarina e o Espírito Santo. As jazidas dessa província

ficam a 300 km da costa marítima (PETROBRAS,2015). O óleo do pré-sal é caracterizado

como leve, grau API entre 27° e 30°, alto teor de CO2, alta pressão, temperatura inicial de

64°C, viscosidade de aproximadamente 1,14 cP e RGO entre 220 e 240 m³ std/ m³ std

(NAKANO et al., 2009).

A produção do pré-sal em setembro de 2017 totalizou aproximadamente 1,677 milhão

de barris de óleo equivalente por dia, um aumento de 6,6% em relação ao mês anterior. Neste

mesmo período, a produção de petróleo no Brasil totalizou 2,653 milhões de barris por dia

(bbl/d), um aumento de 3% na comparação com o mês anterior e uma redução de 0,7% em

relação ao mesmo mês em 2016 (ANP,2017).

O consumo diário de petróleo no mundo é cerca de 95 milhões de barris por dia.

Impulsionado pela demanda associado ao transporte e pela indústria química, em 24 anos o

seu uso deve crescer aproximadamente 20% (ABEGÁS,2016).

Afim de suprir a crescente demanda de consumo de petróleo, é necessário que haja um

aumento das reservas de óleo. Isso deve ocorrer através da exploração de novas jazidas ou

utilização de métodos de recuperação para aumentar o fator de recuperação dos reservatórios

já descobertos.

Diversas tecnologias são utilizadas para se obter o volume de óleo adicional dos

reservatórios. Neste trabalho foi utilizado o método convencional de injeção de água, e o

método especial de injeção de CO2. O objetivo desse projeto é a modelagem de um

reservatório com as características do pré-sal brasileiro, aplicar métodos de recuperação

convencional e especial, avaliar qual a melhor configuração de poços e o melhor fluido a ser

injetado (água ou CO2). Assim, obter o melhor potencial de produção do reservatório.



Esse projeto é composto por 5 capítulos. O capítulo II apresenta os aspectos teóricos

que são fundamentais para o entendimento do trabalho; o capítulo III que mostra todo o

processo de modelagem do fluido e modelagem do reservatório estudado; o capítulo IV

apresenta os resultados obtidos e discussões importantes a respeito dos resultados; e o

capítulo V que atrás a conclusões resultantes e recomendações para futuros trabalhos.



2. ASPECTOS TEÓRICOS

Este capítulo aborda conceitos e fundamentos necessários ao entendimento dos

métodos de recuperação avançada, injeção de água e injeção miscível de CO2 em um

reservatório com características do pré-sal brasileiro.

Inicialmente, será abordado o processo de formação do pré-sal e suas características,

tais como, grau API, viscosidade, dimensões, localização e profundidades. Em seguida, será

apresentado os métodos de recuperação que compõem esse trabalho.

2.1 Formação do reservatório do pré-sal

O pré-sal é uma sequência de rochas sedimentares, criada através da separação dos

atuais continentes Americano e Africano, que há mais de 100 milhões de anos atrás era

chamado de continente Gondwana. Entre os dois continentes, formaram-se grandes lagos,

oriundos das depressões. Durante milhões de anos foram depositados ali, as rochas geradoras

de petróleo e grandes volumes de matéria orgânica foi armazenado (PETROBRAS, 2015).

A medida que ocorria a separação dos continentes, a matéria orgânica ali acumulada

era coberta pelas águas do oceano Atlântico. Assim, teve início a formação da camada de sal,

que hoje chega a 2 mil metros de espessura. Essa camada de sal depositou-se sobre a matéria

orgânica acumulada, onde ocorreram processos termoquímicos que resultou na produção de

hidrocarbonetos (PETROBRAS, 2015). A Figura 2-1 mostra a fragmentação do continente

Gondwana e formação dos continentes atuais.



Figura 2-1 - Tectônica de placas e a fragmentação do continente Gondwana

Fonte: PPSA, 2014, apud Guedes Júnior, 2016.

2.2 Características do reservatório do pré-sal

O conjunto de rochas com potencial para gerar e acumular petróleo na camada pré-sal

encontra-se na chamada província pré-sal, um polígono de aproximadamente 800 km de

extensão por 200 km de largura, no litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo.

As jazidas dessa província ficam a 300 km da costa marítima. A área total da província do

pré-sal (149 mil km2) corresponde a quase três vezes e meio o estado do Rio de Janeiro.

(PETROBRAS, 2015). Na Figura 2-2, pode ser observado a localização geográfica da área

que compõe o pré-sal brasileiro.



Figura 2-2 - Localização geográfica da área que abrange o pré-sal

Fonte: Revista USP – modificado de Papaterra, 2010.

A maioria dos reservatórios do pré-sal são compostos por rochas carbonáticas com

profundidades que podem chegar a 7 mil metros entre a superfície do mar e os reservatórios,

média de 2 mil metros de camada de sal e lâmina d’água entre 2 e 3 mil metros de

profundidade.

Os reservatórios do pré-sal contêm grandes volumes de óleo com grau API entre 27º e

30º, grande quantidade de CO2, alta pressão, temperatura inicial de 64°C, viscosidade de

aproximadamente 1,14 cP e RGO entre 220 e 240 m³ std/ m³ std (NAKANO et al., 2009). Na

Figura 2-3 é possível observar as camadas e profundidades entre a superfície do mar e o

reservatório do pré-sal.



Figura 2-3 - Profundidade da camada do pré-sal

Fonte: PETROBRAS, 2015.

2.3 Métodos de recuperação de petróleo

Os métodos de recuperação são os meios pelos quais as acumulações de

hidrocarbonetos são produzidas. Estes métodos tratam desde a produção primária de petróleo

e gás até as formas de energia artificial introduzidas nos poços injetores (QUEIROZ

GALVÃO, 2015).

As acumulações de petróleo quando descobertas, possuem uma quantidade de energia

natural, denominada de energia primária. A intensidade dessa energia está diretamente ligada

ao volume e aos fluidos presentes na acumulação, assim como, aos níveis de pressão e

temperatura do reservatório. Durante a produção, a energia primária é dissipada, devido a

descompressão dos fluidos presentes no reservatório e pelas resistências durante o escoamento

do óleo em direção os poços produtores. O decréscimo da energia primária, reflete-se na

diminuição da pressão do reservatório no período de produção, consequentemente, na redução

da produção dos poços.



Para Rosa, Carvalho e Xavier (2006) as duas linhas de ações para minorar os efeitos

da dissipação da energia primária dos reservatórios:

Suplementa-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através da

injeção de certos fluidos em poços selecionados e/ou;

Reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos especiais,

como por exemplo o aquecimento das jazidas.

De acordo com Rosa; Carvalho; Xavier (2006), nas últimas décadas os métodos de

recuperação secundária foram classificados como métodos convencionais e métodos especiais

de recuperação avançada, como mostra a Figura 2-4.

Figura 2-4 - Métodos de recuperação

Fonte: Adaptado de Rosa, Carvalho e Xavier, 2006.

2.3.1 Métodos convencionais de recuperação

A necessidade de aumentar a produção de óleo e devido à queda da pressão durante a

produção no poço surge a necessidade de aperfeiçoar métodos capazes de suplementar esta

energia primária, com isso, são utilizados os métodos convencionais de recuperação.



Os métodos convencionais de recuperação repressurizam a jazida e deslocam o

petróleo pelo reservatório por meio da introdução artificial de fluidos. A água é o fluido mais

frequentemente usado, mas também é possível usar o gás. Estes métodos tem o potencial de

duplicar o fator de recuperação do Campo (QUEIROZ GALVÃO, 2015).

Inicialmente, os métodos convencionais eram utilizados somente quando a produção

no poço deixava de ser economicamente viável, atualmente, esse mecanismo pode ser

utilizado antes do término da produção primária.

2.3.1.1 Injeção de água

O método de injeção de água é o mais utilizado no mundo, sua primeira aplicação foi

no campo de Bradford, Estados Unidos, no Brasil, o campo de Dom João na Bahia foi o

primeiro a utilizar esse método no ano de 1953. A injeção de água atua empurrando o banco

de óleo para o poço produtor, haja vista, os fluidos não se misturam. A água se comporta

como um deslocamento pistão como mostra a Figura 2-5 (PARAFITA,2014).

Figura 2-5 - Esquema de injeção de água

Fonte: Santana, 2008.



O fluido injetado, que também recebe o nome de fluido deslocante, deve empurrar o

óleo, que é chamado de fluido deslocado, para fora dos poros da rocha e ao mesmo tempo ir

ocupando o espaço deixado à medida que este vai sendo expulso. Mesmo na porção do

reservatório invadido pelo fluido deslocante, nem todo o óleo contido é deslocado. O óleo

retido nos poros da zona invadida pela água, denominado óleo residual, é consequência do

efeito da capilaridade (THOMAS, 2001).

Uma etapa de grande importância no projeto de injeção é a definição do esquema de

injeção, isto é, a maneira como os poços de injeção e de produção vão ser distribuídos no

campo de petróleo. Além de levar em conta as características físicas do meio poroso e dos

fluidos envolvidos, o modelo deve:

Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um intervalo de

tempo econômico e com menor volume de fluido injetado possível;

Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa produtividade

resultando em vazões de produção economicamente atrativa; e

Ainda visando ao aspecto econômico, fazer a escolha recair sobre um esquema

em que a quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor possível,

principalmente no caso da aplicação do processo em um campo já

desenvolvido (THOMAS,2001).

Os projetos de injeção de água, de uma maneira geral, são compostos das seguintes

partes: sistema de captação de água, que podem ser poços no caso de se injetar água

subterrânea, ou um conjunto de bombas para o caso de se utilizar água de superfície ou água

do mar; sistema de tratamento da água de injeção; sistema de injeção de água propriamente

dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de injeção; e sistema de tratamento e

descarte da água produzida. Em certos casos, algumas dessas partes são dispensáveis

(THOMAS, 2001).

2.3.2 Métodos especiais de recuperação

Os métodos especiais de recuperação viabilizam uma produção de petróleo maior do

que os métodos convencionais já que além dos mecanismos de repressurização e

deslocamento do petróleo através do reservatório, buscam alterar as propriedades dos fluidos



e a interação entre eles e a rocha, reduzindo a resistência ao fluxo do petróleo no meio poroso.

Estes métodos podem ser químicos, térmicos, miscíveis ou microbiológicos e são sempre

acionados pela injeção de fluidos através de um poço (QUEIROZ GALVÃO, 2015).

Os métodos especiais de recuperação são os mais indicados para a recuperação dos

campos maduros, pois buscam recuperar reservatórios que apresentam óleo com alta

viscosidade e elevadas tensões interfaciais. Neste cenário, a aplicação dos métodos

convencionais de recuperação, não é suficiente (NAVEIRA,2007).

2.3.2.1 Injeção miscível de CO2

Quando se trata de baixa eficiência de deslocamento, ou seja, o fluido injetado não

consegue extrair o óleo dos poros da rocha, consequência das altas tensões interfaciais, os

métodos miscíveis são indicados. Trata-se de um processo em que o objetivo é a redução e/ou

eliminação das tensões interfaciais (THOMAS,2015).

O dióxido de carbono (CO2) é uma substância simples, geralmente encontrado em

estado gasoso. Temperatura crítica de 88ºF (31ºC). O CO2 tem uma forte atração pelo óleo,

dissolvendo-se bem no mesmo, causando vaporização e inchamento, e consequentemente

deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Todavia, como método especial de

recuperação é necessário que o deslocamento do óleo seja totalmente miscível. No primeiro

contato o CO2 pode não ser miscível com o óleo, entretanto, sob condições de temperatura,

pressão e composição do óleo favoráveis gera-se uma frente miscível no reservatório (ROSA;

CARVALHO; XAVIER, 2006). A Figura 2-6 mostra um esquema de injeção de CO2.



Figura 2-6 - Esquema de injeção de CO2

Fonte: DINIZ, 2015.

De acordo com o ROSA, CARVALHO, XAVIER, (2006), o processo miscível com

CO2 é aplicável em reservatórios com as seguintes características:

Óleos com grau API acima de 25;

Intervalo de pressão começando com aproximadamente 1500 psi (105

Kgf/cm²) e alcançado um limite prático superior de 6000 psi (422 Kgf/cm²);

Os reservatórios candidatos ao processo devem estar a uma profundidade

suficiente para que possam ser operados a uma pressão acima da necessária

para que o deslocamento seja miscível sem que haja fraturamento da formação.

As vantagens da aplicação do método:

O CO2 promove um deslocamento miscível eficiente a baixa pressão para a

maioria dos reservatórios. A eficiência de deslocamento é alta, sendo a

saturação de óleo reduzida para cerca de 5% do volume poroso da região

contatada;

A densidade do CO2 é próxima da do óleo e se aproxima da densidade da água,

o que minimiza grandemente os efeitos de segregação gravitacional;



O CO2 é de duas a quatro vezes mais viscoso que o metano no intervalo usual

de pressões, o que melhora a eficiência de varrido se comparada com aquela

dos miscíveis com hidrocarbonetos (Rosa et al, 2006).

Desvantagens da utilização do método:

O CO2 não está disponível facilmente, ao contrário dos reservatórios do pré-

sal, onde o CO2 está presente em grande quantidade;

Embora a eficiência de varrido seja melhor do que com os métodos miscíveis

com hidrocarbonetos, ela ainda pode ser adversa em condições típicas de

reservatórios. Faz-se necessária uma injeção alternada de CO2 e água para se

obter uma razão de mobilidade razoável.

O CO2 reage com a água formando ácido carbônico, que é altamente corrosivo.

Isso implica na necessidade de uso de ligas metálicas especiais e proteção para

as instalações.



3. MATERIAIS E MÉTODOS

Esse capítulo apresenta materiais e métodos utilizados para a realização deste projeto,

tais como, ferramentas computacionais, modelo de fluido, modelagem do reservatório e

parâmetros analisados. As informações utilizadas para modelagem do reservatório deste

trabalho são baseadas em características do pré-sal brasileiro.

3.1 Ferramentas computacionais

Para a realização deste projeto foram utilizadas as ferramentas do CMG (Computer

Modelling Group LTD) Versão 2013.1 através dos programas: WinProp, Builder, GEM,

Results Graph e Results 3D.

3.1.1 Winprop

Programa utilizado para realizar a modelagem do fluido presente no reservatório. O

Winprop modela o comportamento de fases e propriedades dos fluidos, assim como, usa as

equações de estado, com os seguintes objetivos (Computer Modelling Group LTD):

Caracterização dos fluidos;

Agrupamento (“lumping”) dos componentes;

Ajustes de dados de laboratório por meio de regressão;

Simulação de processos de contato múltiplo;

Construção de diagrama de fases;

Simulação de experimentos de laboratório.

3.1.2 Builder

O Builder é a ferramenta de criação do modelo físico do reservatório, onde foi

importado o modelo de fluido modelado no WinProp, como também, para ocorrer a simulação

foram inseridos dados de entradas com características do reservatório estudado, tais como:



Dimensões do reservatório;

Condições iniciais do reservatório;

Propriedades das rochas e do fluido;

Condições de operação;

Perfuração e completação de poços produtores e injetores;

Após inserido todos os dados de entrada, o Builder gera um arquivo .dat que será

usado em ferramentas posteriores, como por exemplo, Results Graph e Results 3D.

3.1.3 GEM

Ferramenta computacional utilizada para simulação de modelos computacionais. O

GEM é essencial na engenharia pois modela reservatórios complexos e avalia interações no

comportamento das fases que impactam nos métodos de recuperação. As principais

características desta ferramenta são (Computer Modellling Group LTD, 2015b):

Simulação composicional com sabe na equação de estado para modelagem de

fluido de três fases, de fluidos multicomponentes;

Modelagem de processos miscíveis e imiscíveis, como por exemplo, injeção

de CO2;

Modela qualquer tipo de reservatório (Gás condensado ou gás volátil);

Com essas características, o GEM é a ferramenta adequada para realizar a modelagem

e simulação da injeção de água e CO2 que é analisada neste trabalho.

3.1.4 Results Graph e Results 3D

O Results Graph e o Results 3D são utilizados pós-processamento, resultando em

figuras e gráficos que foram gerados a partir das simulações dos reservatórios. O Results

Graph gera gráficos em 2D (Gráfico de Fator de recuperação, vazão de produção e injeção,

produção acumulada e outros). O Results 3D gera figuras que mostram o comportamento da

saturação de óleo, viscosidade do óleo, saturação da água, entre outros.



3.2 Modelagem do fluido

O fluido modelado tem características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, sua

modelagem foi realizada no WinProp e foram inseridos dados como composição do fluido,

densidade do óleo, massa molecular, massa especifica, grau API, pressão, temperatura, entre

outras.

3.2.1 Composição

A Tabela 3-1 mostra a composição original do modelo de fluido modelado para esse

projeto.

Tabela 3-1 - Composição do fluido modelado

Componentes Fação Molar Componentes Fração Molar

CO2 0.0824 C9 0.0169

N2 0.0037 C10 0.0155

C1 0.5129 C11 0.0126

C2 0.0707 C12 0.0115

C3 0.0487 C13 0.0119

iC4 0.009 C14 0.0098

nC4 0.0179 C15 0.0096

iC5 0.0059 C16 0.0075

nC5 0.0086 C17 0.0068

C6 0.0113 C18 0.0069

C7 0.0164 C19 0.0063

C8 0.021 C20+ 0.0762

Fonte: Moortgat et al. (2010, p.9).

Com o objetivo de acelerar a simulação foi realizado um “lumping” no WinProp, com

isso, o sistema de multicomponentes foi transformado em um sistema de pseudocomponentes

como mostra a Tabela 3-2.



Tabela 3-2 - Composição dos pseudocomponentes

Agrupamento Fração Molar

CO2inj 0.0824

N2-C1 0.5166

C2-C3 0.1194

iC4-nC5 0.0414

C6-C9 0.0656

C10-C19 0.0984

C20+ 0.0762

Fonte: Autor do trabalho.

Características do C20+:

Densidade do gás: 0,07010

Massa molecular C20+: 536

Massa específica (g/cm³) C20+: 0,921

3.2.2 Viscosidade do fluido

No WinProp foram realizados os ajustes nas correlações de Peng Robinson, tomando

como base os dados experimentais e assim, criando o modelo teórico com dados de

composição do fluido do reservatório, densidade do óleo, fator volume de formação do óleo

(Bo), razão gás-óleo (RGO), massa específica e viscosidade do óleo, todos em função da

pressão.



A Figura 3-1 mostra o ajuste de curva da viscosidade do óleo e da viscosidade

experimental em função da pressão.

Figura 3-1- Ajuste de viscosidade




A Figura 3-2 mostra o ajuste de curva da densidade do óleo e da densidade

experimental em função da pressão.

Figura 3-2 - Ajuste de curva da densidade do óleo




A Figura 3-3 mostra o ajuste de curva da Razão de solubilidade (Rs) e do fator

volume-formação do óleo (Bo) em função da pressão.

Figura 3-3 - Ajuste de curva da Rs e Bo


3.2.3 Diagrama de fluidos

A Figura 3-4 mostra o envelope de fases dos fluidos com multicomponentes e

pseudocomponentes. É observado que ambos apresentam comportamentos semelhantes,

assim, o agrupamento realizado foi eficiente e é possível utilizar o fluido de

pseudocomponentes.



Figura 3-4 - Diagrama de Pressão e Temperatura


3.2.4 Curva de permeabilidade relativa

A Figura 3-5 mostra a curva de permeabilidade relativa em relação a saturação de água

e óleo. De acordo com o gráfico, a saturação de água conata Swc é igual a 0.29 e a saturação

de óleo inicial (Soi) é igual a 0.7.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Pre

ssão

(p

sia)

Temperatura (°F)

Multicomponentes Pseudocomponentes Ponto Crítico



Figura 3-5 - Curva de permeabilidade do sistema água-óleo




A Figura 3-6 mostra a curva de permeabilidade relativa em relação a saturação de

líquido e gás.

Figura 3-6 - Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido-gás


3.3 Modelagem do reservatório

Essa seção mostra todo o processo de criação e modelagem do reservatório estudado.

3.3.1 Modelo físico do reservatório

A Figura 3-7 mostra o modelo físico do reservatório com área de aproximadamente

1500m x 1500m no plano horizontal e espessura de 315m.



Figura 3-7 - Modelo do reservatório estudado


A modelagem do reservatório foi realizada em um modelo tridimensional de malha

cartesiana (direções i. j e k). As dimensões do reservatório são mostradas na Tabela 3-3:

Tabela 3-3 - Dimensões do reservatório

Número total de blocos 6161

Número de blocos na direção i 101

Número de blocos na direção j 1

Número de blocos na direção k 61

Tamanho dos blocos em i (m) 14.85

Tamanho dos blocos em j (m) 1500

Tamanho dos blocos em k (m) 5.16


315 m



A Figura 3-8 mostra a vista superior do reservatório estudado.

Figura 3-8 - Vista superior do reservatório (vista i, j)




A Figura 3-9 mostra a vista lateral do reservatório estudado.

Figura 3-9 - Vista lateral do reservatório (vista i, k)


3.3.2 Características e propriedades do modelo base

A Tabela 3-4 mostra as características e propriedades do reservatório deste projeto que

são semelhantes ao reservatório do pré-sal brasileiro.



Tabela 3-4 - Características e propriedades do reservatório estudado

Características e propriedades Valor

Dimensões do reservatório (m²) 1500 x 1500

Profundidade do topo do reservatório (m) 5389

Porosidade 0,11

Permeabilidade horizontal (mD) 150

Permeabilidade vertical (mD) 15

Compressibilidade da formação (1/psi) @ 8910 psi/

Kpa 11x10-8

Contato água/óleo (m) 5910

Pressão de referência (psi/kPa) 8910/61432 @ 5389 m

Temperatura inicial do reservatório (°F/°C) 201/94

Pressão de saturação (Psi/kPa) 5599/38601


3.3.3 Condições operacionais do modelo base

Após a modelagem do fluido e descrição das características e propriedades do modelo

físico do reservatório, o próximo passo é apresentar as condições operacionais do modelo

base, como mostra a Tabela 3-5.

Tabela 3-5 - Condições operacionais para o reservatório estudado

Condições Operacionais Valor

Vazão máxima de líquidos no poço produtor (m³ std/dia) 3500

Pressão mínima nos poços produtores (psi/kPa) 6164,1/42500

Distância entre poços injetores e produtor (m) 157,5 / 315

Pressão máxima nos poços injetores (psi/kPa) 11345,7/78226


Para evitar altas produções de gás, a pressão mínima nos poços produtores foi

estabelecida acima da pressão de saturação (5598,65 psi /38601,3 kPa). Assim, foi utilizado a

pressão mínima nos poços produtores igual 42500 kPa. A máxima vazão de líquido no

produtor foi estabelecida em 3500 m³/dia que equivale a aproximadamente 22.000 bbl/d. Esse



valor é utilizado, pois segundo GAIER (2015) um poço do pré-sal pode produzir de 20 a 30

mil barris por dia.

3.4 Configurações analisadas

O trabalho apresenta analises de seis diferentes configurações de poços, mudando a

localização dos poços produtores e injetores, a fim de analisar a melhor configuração para

esse tipo de reservatório. Os poços são todos horizontais. As simulações foram realizadas para

um tempo de 30 anos. As Figura 3-10, Figura 3-11 e Figura 3-12 mostram as seis

configurações analisadas neste trabalho.

Figura 3-10 - Configurações 1 e 2 na distribuição de poços produtores e injetores


A configuração 1 apresenta o poço injetor na parte superior do reservatório e o poço

produtor na parte intermediária.

A configuração 2 apresenta o poço injetor na parte intermediária do reservatório e o

poço produtor na parte superior.





A configuração 3 apresenta o poço injetor na parte intermediária do reservatório e o

poço produtor na parte inferior.

A configuração 4 apresenta o poço injetor na parte inferior do reservatório e o poço

produtor na parte intermediária.





A configuração 5 apresenta o poço injetor na parte superior do reservatório e o poço

produtor na parte inferior.

A configuração 6 apresenta o poço injetor na parte inferior do reservatório e o poço

produtor na parte superior.

3.5 Metodologia

O trabalho foi realizado de acordo com a sequência apresentada:

a) Estudo bibliográfico sobre o tema abordado no trabalho;

b) Modelagem do modelo de fluido no WinProp da CMG;

c) Modelagem do modelo de reservatório no Builder da CMG;

d) Definição do modelo base;

e) Escolha das diferentes configurações de poços;

f) Análise da injeção de água para diferentes vazões, utilizando diferentes

configurações;

a. Escolha da melhor configuração;

g) Análise da injeção de CO2 para diferentes vazões, utilizando diferentes

configurações;

a. Escolha da melhor configuração;



h) Análise dos resultados obtidos no trabalho;

i) Conclusões e recomendações.



4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Este capítulo enfatiza os resultados e discussões obtidos durante todo o processo de

simulação e estudo do reservatório analisado. Foram realizadas seis configurações diferentes e

feito comparativos de diversos fatores, tais como, produção acumulada, fator de recuperação,

pressão no fundo do poço, vazão de injeção, entre outros. Todos os comparativos levam em

consideração a análise da produção primário em relação aos demais casos de recuperação

através da injeção de fluidos.

O trabalho apresenta a simulação de um reservatório com características do pré-sal

brasileiro, abordando resultados da produção primária comparados a diferentes volumes de

injeção de água e injeção de CO2 separadamente, tendo como objetivo, melhorar a produção

de petróleo.

4.1 Estudo da injeção de água

Esse tópico mostra o comparativo da produção primária em relação à injeção de água

para diversos parâmetros.

4.1.1 Estudo da pressão de fundo de poço do produtor

A Figura 4-1 mostra o comportamento da produção acumulada e do fator de

recuperação para as pressões de fundos analisadas. Pode ser observado que os menores

valores de pressão de fundo são os que tem maior valor de Np e Fr. Porém, a escolha da

pressão de fundo utilizada neste projeto foi escolhida levando em consideração as condições

do sistema estudado. Foi utilizado uma pressão de fundo do poço maior que a pressão de

saturação, afim de evitar altas produções de gás. A pressão de fundo utilizada no poço

produtor foi de 42500 kPa.



Figura 4-1 - Comparativo de pressão do fundo do poço


4.1.2 Análise das configurações 1 e 3

As configurações 1 e 3 são mostradas na Figura 4-2 que apresenta o esquema de

distribuição de poços.





A Figura 4-3 mostra a produção acumulada e o fator de recuperação resultado da

configuração 1. Pode ser observado que a inclinação das curvas, exceto da produção primária,

apresentam um aumento acentuado, porém, em determinado instante de tempo para cada

vazão o comportamento é modificado. Para a vazão de 1000 m³ std/ dia, a inclinação da curva

até o ano de 2011 é acentuada, já a partir de 2011 até 2030, apresenta um decréscimo em sua

inclinação. O fator de recuperação para esta configuração apresenta o valor de Fr = 6,1%, um

valor baixo, devido à distribuição dos poços injetores e produtores e ao comportamento

inesperado da injeção de água.

157,5 m

157,5 m

Configuração 3



Figura 4-3 - Produção acumulada e Fator de recuperação para configuração 1


É observado através da Figura 4-4 o comportamento da vazão de óleo no poço

produtor. O gráfico mostra que a curva da produção primária apresenta um declínio normal,

pois com o tempo de produção a vazão de óleo diminui. É observada a existência de um

comportamento diferente do esperado nas curvas das vazões estabelecidas, o declínio das

curvas em alguns tempos do projeto é bastante acentuado. Para vazão de 1000 m³ std/dia, do

início da injeção até o ano de 2007 houve um lento decrescimento na vazão, porém, de 2007

até o ano de 2011 a vazão de óleo apresentava um comportamento constante, a partir de 2011

houve uma queda brusca na vazão de produção do óleo, mesmo período de declínio do Np.



Figura 4-4 - Vazão de óleo do poço produtor


De acordo com a Figura 4-5, é possível observar que para as vazões de 500 m³ std/dia,

1000 m³ std/dia, 1500 m³ std/dia, não foi atingido o volume de injeção estimado, e de acordo

com o gráfico, existe um declínio na curva de injeção dessas mesmas vazões. Para a vazão de

1000 m³ std/dia, a partir de 2011 o volume de água injetado cai bruscamente, o que mostra o

mesmo período de declínio da produção acumulada mostrado na Figura 4-3.



Figura 4-5 - Gráfico da injeção de água do poço injetor para configuração 1


A Figura 4-6 mostra o comportamento do reservatório quando é iniciada à injeção até

a chegada do banco de água no poço produtor. É observado que no ano de 2011 o banco de

água chega ao poço produtor, período onde ocorre o declínio da produção acumulada e queda

brusca no volume de injeção de água.



Figura 4-6 - Saturação de óleo do ano de 2002 até 2011


Através da análise da saturação de água (Sw) para o ano de 2011 no bloco (51,1,30), o

mais próximo do poço produtor, foi obtido o valor de Sw = 0,41. Na Figura 3-5 é observado

que para Sw = 0,41 tem-se o Krw = 0, logo, é possível concluir que a falta de injetividade é

provocada pelo valor da permeabilidade relativa da água igual zero, pois de acordo com a lei

de Darcy, a vazão é diretamente proporcional a permeabilidade.

A Figura 4-7 mostra o comportamento das curvas de produção acumulada para

diferentes volumes de injeção de água e o fator de recuperação. O gráfico mostra que apenas a

produção primária apresenta um comportamento esperado, as demais curvas iniciam com uma

inclinação acentuada e em certos tempos essa inclinação diminui. Para vazão de 1000 m³

std/dia até o ano de 2010 a inclinação da curva é acentuada, de 2010 até 2030 a curva

apresenta um decréscimo em sua inclinação. O fator de recuperação é Fr =5,6%, um valor

baixo devido o problema na injeção do fluido.



Figura 4-7 - Produção acumulada e fator de recuperação da configuração 3


A vazão de produção de óleo é observada no gráfico da Figura 4-8, onde o

comportamento das vazões, exceto a produção primária, apresenta declínio em um dado

tempo da produção. A vazão de 1000 m³ std/dia, até o ano de 2010 tem um decréscimo

moderado na vazão de óleo, após esse ano o declínio é muito acentuado, mostrando o efeito

da diminuição do volume de injeção de água apresentado na Figura 4-9 e o gráfico do declínio

da produção acumulada que foi analisado anteriormente.

,



Figura 4-8 - Vazão de produção de óleo


Para as vazões de 500, 1000 e 1500 m³ std/dia, o comportamento da vazão de injeção

de água apresenta em determinados tempos uma mudança brusca, diminuindo o seu volume

injetado. Para a vazão de 1000 m³ std/dia, até o ano de 2010 é injetado o valor estimado, a

partir de 2010 o volume de água injetado cai bruscamente, o que mostra o mesmo período de

declínio da produção acumulada mostrado na Figura 4-7.



Figura 4-9 - Gráfico da vazão de injeção de água para configuração 3


A Figura 4-10 mostra o comportamento do banco de água desde o ano de 2002 até o

ano de 2010 para a vazão de 1000 m³ std/dia. Como é observado, o banco de água chega ao

poço produtor em 2010, mesmo período em que há uma diminuição brusca na inclinação da

curva de produção acumulada e redução da vazão de produção.



Figura 4-10 - Saturação de óleo do ano de 2002 até 20011

Comparando os resultados obtidos nas configurações 1 e 3, foi concluído que ambas as

configurações apresentam comportamentos semelhantes, visto que, os valores dos parâmetros

como, produção acumulada (Np) e fator de recuperação (Fr) são próximos, assim como, a

diminuição do volume injetado aparece em ambos os casos, o que se justifica pela lei de

Darcy, explicada anteriormente.


A Figura 4-11 mostra um esquema das configurações 2 e 4 que foram estudadas no

capitulo.



Figura 4-11 - Esquema de configurações 2 e 4


A produção acumulada na configuração 2 apresentou seu melhor resultado para vazão

de 1000 m³ std/dia como é observado na Figura 4-12. O fator de recuperação para vazão de

injeção de água de 1000 m³ std/dia é de Fr = 13,8%.

157,5 m

157,5 m

Configuração 2 Configuração 4





É observado na Figura 4-13 que o melhor resultado de vazão de produção de óleo, é

quando a injeção de água é de 1000 m³ std/dia, e todas as curvas apresentam um

comportamento normal, ou seja, quanto maior a injeção de fluido, maior a vazão de óleo.



Figura 4-13 - Gráfico da vazão de óleo


O gráfico da Figura 4-14 mostra que a vazão máxima de injeção para esse tipo de

configuração não é atingida, ou seja, não se consegue injetar o volume de água estabelecido

(Q = 1000 m³ std/dia).



Figura 4-14 - vazão de injeção de água para configuração 2


A Tabela 4-1 mostra o fator de recuperação e a produção acumulada para na

configuração 4. Os resultados mostram que a maior produção acumulada se dar para uma

vazão de 1000 m³ std/dia com um fator de recuperação de 13,6%.



Tabela 4-1 - Fator de recuperação e produção acumulada da configuração 4

Vazão de injeção de água

(m³ std/dia)

FR

(%) para 30 anos

NP

(m³) para 30 anos

Produção primária 2,5 9,34x105

50 3,5 1,27x106

100 4,3 1,57x106

300 7,5 2,74x106

500 10,8 3,92x106

1000 13,6 4,96x106

1500 13,6 4,96x106


Pelos gráficos e a tabela mostrada neste capítulo, foi concluído que o comportamento

das configurações 2 e 4 são semelhantes. Assim, temos os valores máximo de Fr = 13,6% e

Np = 9,34x106

para a configuração 4.


A Figura 4-15 mostra um esquema das configurações 5 e 6 que foram estudadas no

capitulo.



Figura 4-15 - Esquema das configurações 5 e 6


A produção acumulada (Np) na configuração 5 é mostrada na Figura 4-16, onde é

possível observar que a vazão de 1000 m³ std/dia é a que apresenta maior produção

acumulada, visto que a vazão de 1500 m³ std/dia, apresenta o mesmo valor de Np, assim, não

seria viável economicamente injetar um maior volume de água e obter o mesmo resultado. É

percebido que após o ano de 2029, ocorre um decréscimo na produção, certamente causado

pela chegada do banco água na região de fronteira do poço produtor com a formação,

consequência também da permeabilidade da rocha. O fator de recuperação para vazão de 1000

m³ std/dia é de Fr = 14,8 %, tendo uma diferença de 11,9% em relação a produção primária.

315 m 315 m





Com base na Figura 4-17, a melhor vazão de produção ocorre quando é injetada a

vazão de 1000 m³ std/dia de água. De aproximadamente 2010 até 2029, a vazão de óleo é

praticamente constante, após 2029 é possível observar um declínio da vazão, o que mostra

que esse declínio ocorre no mesmo período da queda da Np. As outras vazões apresentam

comportamentos esperados.



Figura 4-17 - Gráfico da vazão óleo


O gráfico da vazão de injeção de água mostrada na Figura 4-18, apresenta como

resultado o volume máximo que é possível ser injetado, que é de aproximadamente 753 m³

std/dia, ou seja, não é possível se injetar o volume estimado de 1000 m³ std/dia. A partir do

ano de 2029, a vazão sofre um decaimento brusco, período de declínio do Np e da vazão de

óleo mostrados anteriormente, que é explicado pela lei de Darcy.



Figura 4-18 - Gráfico da vazão de injeção de água


A Tabela 4-2 mostra o fator de recuperação e a produção acumulada da configuração

6. Podemos observar que o maior valor de Fr é para vazão de injeção de 1000 m³ std/dia e

difere em 10,76% do Fr da produção primária.



Tabela 4-2 - Fator de recuperação e produção da configuração 6

Vazão de injeção de água

(m³ std/dia)

FR

(%) para 30 anos

NP

(m³) para 30 anos

Produção primária 2,4 8,78x105

50 3,9 1,23x106

100 4,2 1,5x106

300 7,5 2,71x106

500 10,65 3,87x106

1000 13,16 4,79x106

1500 13,16 4,79x106


De acordo com os estudos e resultados obtidos das configurações 5 e 6, apresentados

em gráficos e tabelas, concluímos que os valores de Fr e Np são próximos, logo, as

configurações tem o mesmo comportamento.

4.2 Análise da injeção de CO2

Este capítulo, aborda os resultados obtidos no comparativo da produção primária em

relação a diversas vazões de injeção de CO2.

4.2.1 Estudo da configuração 1

A produção acumulada e o fator de recuperação são observados na Figura 4-19. É

possível observar que maior valor de Np é para a vazão de 1500000 m³ std/dia e que tem

obtém o maior valor de Fr = 10,56%. O comportamento da curva de produção desde o seu

início até aproximadamente o ano de 2008, tem um crescimento acentuado, após o ano de

2008 o comportamento da curva é modificado, tendo seu crescimento com uma menor

acentuação até 2030.



Figura 4-19 - Produção acumulada e Fator de recuperação da configuração 1


O comportamento da vazão de óleo é visto na Figura 4-20, onde foi observada uma

normalidade no decorrer do tempo estudado. Os pontos de pico mostram a chegada no banco

de óleo, após esse período, vemos o declínio na produção ao longo do tempo de produção.





Na Figura 4-21 é apresentado o processo de injeção de CO2 ao longo dos 30 anos

estudados, e foi concluído que para as vazões de 1500000 e 2000000 m³ std / dia, no início da

injeção ocorre um problema de injetividade. Para vazão de 1500000 m³ std / dia, o período de

problema na injeção vai de aproximadamente 2001 até 2004, após esse período, o

comportamento da injeção retorna à normalidade.



Figura 4-21 - Gráfico da vazão de injeção de CO2



A Figura 4-22 apresenta a produção acumulada e fator de recuperação para a

configuração 4. É possível observar que a vazão de injeção 1500000 m³ std/dia tem a maior

produção acumulada e maior fator de recuperação (Fr = 29,18%).



Figura 4-22 - Produção acumulada e fator de recuperação na configuração 4


É observado através do gráfico na Figura 4-23 que as vazões de óleo apresentam um

comportamento esperado, visto que a vazão de 1500000 m³ std / dia de CO2 apresenta maior

volume de óleo ao longo dos 30 anos estudados.





A vazão de injeção de CO2 é mostrada na Figura 4-24, onde é observado que para a

vazão de 1500000 m³ std / dia, não é possível injetar todo o volume de fluido, assim,

conseguindo injetar no máximo 1,15x106 m³ std / dia. Pelo gráfico, é visto que do início da até

o ano de 2004 a injeção de 1500000 m³ std / dia está decaindo, após esse período até o ano de

2015 o comportamento é constante, de 2015 a 2030, a vazão tem um aumento do volume

injetado onde atinge 1,15x106 m³ std / dia.



Figura 4-24 - Vazão de injeção de CO2



O estudo da produção acumulada para configuração 6 é mostrado na Figura 4-25, é

possível observar que a maior produção acumulada é obtida quando se injeta a vazão de

1500000 m³ std / dia, como também, o maior fator de recuperação (Fr = 26,82%).



Figura 4-25 - Produção acumulada e fator de recuperação na configuração 6


A vazão de óleo no poço produtor tem melhor resultado para a vazão de 1500000 m³

std / dia, como mostra o gráfico, onde também é observado o mesmo valor para injeção de

2000000 m³ std / dia, assim, para uma maior economia do projeto, é mais viável

economicamente injetar a vazão de 1500000 m³ std / dia.





Para vazão de injeção de CO2 é possível observar através da Figura 4-27 que para os

volumes de 1000000, 1500000 e 2000000 m³ std / dia, não é possível ser injetado todo o

volume estimado. A vazão de 1500000 m³ std / dia bem no início da injeção é possível injetar

todo seu volume, porém, em meados de 2001, ocorre uma queda no volume de CO2 injetado

até o ano de 2003, após esse período, o volume injetado fica constante, aproximadamente Q =

650000 m³ std / dia.



Figura 4-27 - Gráfico da vazão de injeção de CO2


Após analisar todas configurações, foi concluído que a melhor distribuição de poços

para esse modelo de reservatório é apesentada na configuração 4 com volume de injeção de

CO2 de 1500000 m³ std / dia. A configuração 4 é a que apresenta maior valor de produção

acumulada Np = 1,06x107

m³ e maior valor de fator de recuperação Fr = 29,18%. A Figura

4-28 mostra o comparativo do Np e Fr para as configurações estudas que tiveram como fluido

injetado o CO2.



Figura 4-28 - Comparativo do Np e Fr das configurações 1, 4 e 6




5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Esse tópico apresenta as conclusões obtidas no projeto e algumas recomendações para

trabalhos futuros.

5.1 Conclusões

Foi observado que as menores pressões de fundo dos poços produtores,

originaram maiores valores de Np e Fr. Porém, escolha da pressão de fundo

dos poços produtores foi feita através da análise das condições e limitações do

sistema;

A injeção de água resultou em um aumento no fator de recuperação de óleo

nos poços analisados, em relação a produção primária. A injeção de maiores

volumes de água resulta em um maior Fr. O maior valor do fator de

recuperação para injeção de água foi de 14,6%;

Na aplicação da injeção de CO2 também se notou que em um maior volume de

CO2 injetado, maior o fator de recuperação e maior produção acumulada, em

comparação a produção primária. O maior valor do fator de recuperação obtido

foi de 29,18%;

Comparando os métodos de injeção de água e injeção de CO2, foi concluído

que para o modelo de reservatório que se assemelha ao pré-sal brasileiro, a

injeção de CO2 resultou em um maior fator de recuperação e produção

acumulada. Assim, é o melhor método de recuperação de óleo para este

projeto;

A configuração 4 (injetor inferior / produtor intermediário), obteve os melhores

resultados de produção acumulada e fator de recuperação para o modelo de

reservatório estudado. Assim, foi concluído que essa é a melhor distribuição de

poços para se extrair o maior volume de óleo do reservatório.



5.2 Recomendações

Realizar um estudo de avaliação econômica do projeto;

Utilizar outras configurações de poços;

Realizar um estudo do processo WAG para o reservatório analisado;

Utilizar outros tipos de fluidos na injeção.



REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ABEGÁS. Petróleo se manterá como principal fonte energética até 2040, prevê ExxonMobil.

2016. Disponível em <http://www.abegas.org.br/Site/?p=53890>. Acesso em: 08 nov. 2017.

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – Produção de petróleo

sobe 6,6% em setembro. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/wwwanp/noticias/anp-e-

p/4125-producao-no-pre-sal-sobe-6-6-em-setembro>. Acesso em: 6 Nov. 2017.

COMPUTER MODDELING GROUP LTD. Builder user guide: simulation model building

application – version 2013. Calgary: Computer Modelling Group Ltd., 2013a.

COMPUTER MODDELING GROUP LTD. GEM user guide: compositional &

unconventional reservoir simulator – version 2013. Calgary: Computer Modelling Group Ltd.,

2013b.

COMPUTER MODDELING GROUP LTD. Results 3D user guide: visualization & Analysis

– version 2013. Calgary: Computer Modelling Group Ltd., 2013c.

COMPUTER MODDELING GROUP LTD. Results graph user guide: user-definable graphs

– version 2013. Calgary: Computer Modelling Group Ltd., 2013d.

COMPUTER MODDELING GROUP LTD. WinProp user guide: phase behavior & fluid

property program – version 2013. Calgary: Computer Modelling Group Ltd., 2013e.

DINIZ, A. A. R. Estudo da injeção de água e CO2 em reservatório carbonático de óleo leve.

2015. 186f. Dissertação (Mestrado em Ciências e Engenharia de Petróleo), Programa de Pós-

Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Natal, 2015.

GAIER, Rodrigo Viga. Presidente do IBP vê pré-sal competitivo com alta produtividade e

custo menor. Uol Economia, Brasil, 22 out. 2015. Disponível em:

<http://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2015/10/22/presidente-do-ibp-ve-pre-sal-

competitivo-com-alta-produtividade-e-custo-menor.htm> Acesso em: 08 nov. 2016.

GUEDES JÚNIOR, G. A. Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com

características do pré-sal brasileiro. 2016. 113f. Dissertação (Mestrado em Ciências e

Engenharia de Petróleo), Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo,

Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016.

MOORTGAT, J.; FIROOZABADI, A.; LI, Z,; ESPÓRITO, R. Experimental coreflooding

and numerical modeling of CO2 injection with gravity and diffusion effects. In: SPE

ANNUAL TECHNICAL CONFERENCE AND EXHIBITION,2010, Florence. Disponível

http://www.anp.gov.br/wwwanp/noticias/anp-e-p/4125-producao-no-pre-sal-sobe-6-6-em-setembro

http://www.anp.gov.br/wwwanp/noticias/anp-e-p/4125-producao-no-pre-sal-sobe-6-6-em-setembro



em: <https://www.onepetro.org/download/conference-paper/SPE-135563-MS?id=conference-

paper%2FSPE-135563-MS>. Acesso em: 02 Ago. 2017.

NAKARO, C. M. F.; PINTO, A. C. C.; MARCUSSO, J. L.; MINAMI, K. Pre-salt Santos

Basin – extended well test and prodution pilot in the Tupiárea – the planning phase. In:

OFFSHORE TECNOLOGY CONFERENCE, 2009, Texas.

NAVEIRA, LILIA PALMA Simulação de Reservatórios de Petróleo utilizando o Método de

Elementos Finitos para Recuperação de Campos Maduros e Marginais [Rio de Janeiro] 2007

XIV, 97 p., 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia Civil, 2007). Dissertação -

Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE.

PAPATERRA, G. E. Z. Pré-sal: Conceituação Geológica sobre uma Nova Fronteira

Exploratória no Brasil. Rio de Janeiro, 2010. Dissertação de mestrado. Instituto de

Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro.

PARAFITA, Jofranya Wendyana Alves. Análise paramétrica do método de injeção de

alternada de água e CO2 (WAG) em reservatórios de petróleo.2014. 75f. Dissertação de

Mestrado, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade

federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2014.

PETROBRAS. 2015a: Pré-sal. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-

atividades/areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal>. Acesso em 11

set. 2017.

PPSA. A PPSA e os desafios do Pré-sal: Riscos e Oportunidades para o país,2014. Disponível

em: <http://www.gr.unicamp.br/penses/wp-content/uploads/2016/03/A-PPSA-e-os-Desafios-

do-Pr%C3%A9-Sal.pdf>. Acesso em: 10 de out. 2017.

QUEIROZ GALVÃO, 2015. Métodos de recuperação. Disponível em

<http://www.qgep.com.br/static/ptb/metodos-de-recuperacao.asp?idioma=ptb> Acesso em: 19

out. 2017.

ROSA, A. J.; CARVALHO, R.S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de reservatórios de

petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: petrobras, 2006.

SANTANA, Ana P. S. C. de. Recuperação Suplementar. Apostila do curso de Tecnologia de

Petróleo e Gás – 2008.

SILVA, Cristiane Fernandes da; Fontoura, Sergio Augusto Barreto (orientador). Análise

geomecânica dos carbonatos do pré-sal da Bacia de Santos. Rio de Janeiro, 2016. 139p.

Dissertação de Mestrado – Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, Pontifícia

Universidade Católica do Rio de Janeiro.

THOMAS, J. E. et al. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2 ed. Rio de Janeiro:

Interciência, 2004.

https://www.onepetro.org/download/conference-paper/SPE-135563-MS?id=conference-paper%2FSPE-135563-MS

https://www.onepetro.org/download/conference-paper/SPE-135563-MS?id=conference-paper%2FSPE-135563-MS

http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal

http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal

http://www.gr.unicamp.br/penses/wp-content/uploads/2016/03/A-PPSA-e-os-Desafios-do-Pr%C3%A9-Sal.pdf

http://www.gr.unicamp.br/penses/wp-content/uploads/2016/03/A-PPSA-e-os-Desafios-do-Pr%C3%A9-Sal.pdf

http://www.qgep.com.br/static/ptb/metodos-de-recuperacao.asp?idioma=ptb

ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO DE UM … · universidade federal do rio grande do norte centro...

Documents

Transcript of ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO DE UM … · universidade federal do rio grande do norte centro...