ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO OU … · 2.1 Métodos de Recuperação de...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 OU

ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-

SAL

Laís Medeiros de Lima

NOVEMBRO 2016

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2

ii



ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 OU ÁGUA EM

RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL

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.

Orientadora: Jennys Lourdes Meneses

Barillas, Dra.

NOVEMBRO 2016

NATAL, RN


iii



iv


LIMA, Laís Medeiros de. Análise do processo de injeção contínua de CO2 ou água em

reservatórios com características do pré-sal. 2016. 64f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia

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

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

___________________________________________________________________________

O pré-sal é a maior descoberta petrolífera mundial dos últimos cinquenta anos. O petróleo do

pré-sal está contido em reservatórios ultraprofundos, sob extensa e espessa camada de sal

presentes ao longo da costa afora do Espírito Santo até Santa Catarina. Essas reservas

apresentam grandes volumes de óleo leve (entre 28° a 30° API), com alto volume de gás e

contendo alto teor de CO2 (8 - 12%). A exploração dessas reservas apresentam também grandes

desafios devido à altas profundidades, distância da costa, o comportamento do sal, entre outros.

Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo analisar dois importantes métodos de

recuperação de petróleo: injeção de água e CO2. A partir da modelagem de um fluido leve e um

reservatório com características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, foram simulados

diferentes modelos de injeção através do GEM (Generalized Equation-of-State Model

Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), alterando-se

parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção, configuração de poços e tempos de

injeção. Inicialmente, foram analisados a injeção isolada de água e CO2, e depois o processo de

injeção de água e CO2, alternativamente. Quando analisado a injeção separada desses fluidos,

o processo de injeção de CO2 se mostrou menos eficiente do que a injeção de água, mas

proporcionou uma antecipação da produção. Os resultados mostraram que a utilização de

métodos de recuperação aumentaram o fator de recuperação de óleo em relação a recuperação

primária, em torno de 62% no melhor caso estudado. A injeção contínua de água seguida de

CO2 apresentou os melhores resultados quando comparado com a injeção desses fluidos

isoladamente, incrementando o fator de recuperação em aproximadamente 8% em relação à

apenas a injeção contínua de água.

Palavras-Chaves: Injeção de CO2, injeção de água, pré-sal


v


LIMA, Laís Medeiros de. Análise do processo de injeção contínua de CO2 ou água em

reservatórios com características do pré-sal. 2016. 64f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia

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

Orientadora: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

Pre-salt is the world’s greatest oil-related finding of the past 50 years. Pre-salt oil lies in ultra-

deeps reservoirs, under an extensive and thick salt layer, along the coast from the states of

Espírito Santo to Santa Catarina. These reserves have large volumes of light oil (between 28 to

30 API), large gas volume and high CO2 content (8% - 12%). The exploitation of these reserves

also presents great challenges due to the high depths, distance of the coast, the behaviour of

salt, among others. In this context, this research aimed to analyse two important methods of oil

recovery: water and CO2 injection. From the modelling of a light fluid and a reservoir with

characteristics similar to the Brazilian pre-salt, different injection models were simulated

through GEM (“Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir”) from CMG

(“Computer Modelling Group”), changing operational parameters such as injection flow, well

configuration and injection times. Initially, the isolated injection of water and CO2, and then

the injection process of water and CO2, alternatively, were analysed. When the separated

injection of these fluids was analysed, the CO2 injection process showed be less efficient than

the water injection, but provided an anticipation of the production. The results showed that the

use of recovery methods increased the oil recovery factor compared to the primary recovery,

around 62% in the best studied case. The continuous injection of water followed by CO2 showed

better results when compared to the injection of these fluids separately, increasing the oil

recovery factor by approximately 8% compared to only the injection of water.

Keywords: CO2 injection, water injection, pre-salt


vi


DEDICATÓRIA

___________________________________________________________________________

Este trabalho é dedicado aos meus pais, Maria

Lúcia Batista Medeiros de Lima e José Erivan

Costa de Lima, por todo carinho, apoio e

dedicação.


vii


AGRADECIMENTOS

À toda minha família, principalmente meus pais, Maria Lúcia Batista M. De Lima e

José Erivan Costa de Lima, minha irmã Gabrielle Medeiros de Lima e minha avó Maria

Fernandes de Carvalho pelo apoio, carinho e dedicação.

À minha orientadora, Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas por aceitar me guiar

nessa tragetória, pelos seus conselhos, sua paciência e disponibilidade, sempre me recebendo e

ajudando.

À todos os meus professores do Departamento de Engenharia de Petróleo, por todo o

conhecimento passado.

Ao meu namorado Júlio Opolski Netto, que esteve comigo em todos os momentos.

Obrigada por todo amor, paciência e amizade.

Aos meus amigos do curso, Marcela Ferraz, Juliana Rocha, Gabriel Fróes, pelo incetivo

e apoio constantes.

Às minhas queridas amigas, em especial Jessyca Alencar, Laryssa Alencar, Louise

Araújo, Lorenna Marques e Virgínia Batista, que sempre me apoiaram ao longo dessa jornada.

Ao suporte financeiro da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis, do FINEP – Financiadora de Estudos e Projetose do MCTI- Ministério da

Ciência, Tecnologia e Informação por meio do programa de Recursos Humanos da ANP para

o setor de Petróleo e Gás – PRH43 – ANP/MCTI. Ao professor Edney Rafael por todo o esforço

e suporte prestado.

À CMG, pelo software concedido.

E a todos que direta ou indiretamente fizeram parte da minha formação, o meu muito

obrigada.


viii


ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO 2

2. ASPECTOS TEÓRICOS 5

2.1 Métodos de Recuperação de Petróleo 5

2.1.1 Eficiência de varrido horizontal (EA) 7

2.1.2 Eficiência de deslocamento (ED) 7

2.1.3 Métodos convencionais de recuperação 7

2.1.4 Métodos especiais de recuperação 10

2.2 Pré-sal brasileiro 18

3. MATERIAS E MÉTODOS 22

3.1 Ferramentas Computacionais 22

Builder 22

WinProp 22

GEM 23

3.2 Modelagem do fluido 23

3.2.1 Composição 24

3.2.2 Viscosidade de fluido 25

3.2.3 Diagrama de fluidos 26

3.2.4 Curvas de permeabilidade relativa 27

3.3 Modelagem do reservatório 29

3.3.1 Modelo físico do reservatório 29

3.3.2 Características operacionais do modelo base 32

3.3.3 Metodologia para realização do trabalho 35

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES 38

4.1 Análise da influência de vazões de injeção de água e CO2 utilizando diferentes

configurações 38

4.1.1 Injeção de água 38


ix


4.1.2 Injeção de CO2 43

4.2 Comparação do uso de CO2 e água com a malha five-spot 48

4.3 Análise de tempos diferentes com injeção de água e CO2 53

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 58

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 60


x


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1: Diagrama dos métodos de recuperação de petróleo ................................................ 6

Figura 2-2: Comportamento das fases e dinâmica do fluxo em injeção miscível (a) performance

ideal, (b) durante a influência da densidade do fluido e (c) influência da viscosidade que

produz caminhos preferenciais do gás no óleo. ................................................................ 11

Figura 2-3: Esquema de injeção de CO2 ................................................................................... 12

Figura 2-4: Estimativa da pressão mínima de miscibilidade do CO2 ....................................... 14

Figura 2-5: Resultado de um experimento de Slim tube ........................................................... 15

Figura 2-6: Diferença de área ocupada pelo processo de permeação em membranas e por

absorção química .............................................................................................................. 17

Figura 2-7: Profundidade típica de um poço no pré-sal ........................................................... 19

Figura 2-8: Diagrama dos desenvolvimentos e desafios do pré-sal ......................................... 20

Figura 3-1: Ajuste de viscosidade ............................................................................................ 26

Figura 3-2: Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo ..................................................... 27

Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativas do sistema água – óleo.................................. 28

Figura 3-4:Curvas de permeabilidades relativa do sistema líquido-gás ................................... 29

Figura 3-5: Visão 3D do reservatório ....................................................................................... 30

Figura 3-6: Vista Superior do reservatório com curvas de nível .............................................. 31

Figura 3-7: Vista superior das configurações utilizadas a) Configuração 1: Linha Direta; b)

Configuração 2: Five Spot Normal; c) Configuração 3: Seven Spot Normal; d)

Configuração 4: Nine Spot Normal; e) Configuração 5: 4 poços verticais injetores e 1 poço

horizontal produtor. .......................................................................................................... 34

Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de água .............. 39

Figura 4-2: Fator de recuperação para diferentes configurações .............................................. 40

Figura 4-3: Comparativo de saturação de água utilizando vazões mínima (esquerda) ............ 42

Figura 4-4: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2............... 44

Figura 4-5: Fator de recuperação de óleo para diferentes configurações ................................. 46

Figura 4-6: Vazão de gás com injeção de CO2 ......................................................................... 47

Figura 4-7: Fator de recuperação de água e CO2 ...................................................................... 48

Figura 4-8: Comparação dos fluidos produzidos na injeção de CO2 e água ............................ 49


xi


Figura 4-9: Pressão média do reservatório para injeção de água e CO2 em função do tempo em

anos ................................................................................................................................... 50

Figura 4-10: Comparativo das saturações de óleo do reservatório quando injetado água (direita)

e CO2 (esquerda) depois de 1, 2 e 7 anos de produção. .................................................... 52

Figura 4-11: Fator de recuperação para diferentes tempos de injeção de água e CO2 ............. 54

Figura 4-12: Análise Comparativa da pressão entre a injeção contínua de água e CO2 e a pressão

quando apenas água é injetada.......................................................................................... 55

Figura 4-13: Comparativo do volume de água produzida para os 5 modelos de injeção ......... 56


xii


LISTA DE TABELAS

Tabela 2-1: Classificação do óleo ............................................................................................... 5

Tabela 2-2: Considerações sobre o tratamento de água............................................................. 9

Tabela 3-1: Composição do óleo analisado .............................................................................. 24

Tabela 3-2: Pseudocomponentes .............................................................................................. 25

Tabela 3-3: Características dimensionais do reservatório ........................................................ 30

Tabela 3-4: Características e propriedades do modelo base ..................................................... 32

Tabela 3-5: Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas ............................... 32

Tabela 3-6: Configurações de poços utilizadas nas simulações ............................................... 33

Tabela 3-7: Diferenças configurações de malhas utilizadas na simulação ............................... 35

Tabela 4-1: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido após 40 anos de

produção ........................................................................................................................... 38

Tabela 4-2: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido ............................. 43

Tabela 4-3: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido ............................. 53


xiii


LISTA DE ABREVIATURAS

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível

API American Petroleum Institute

CCS Carbon Capture and Storage

CMG Computer Modelling Group

CO2 Dióxido de Carbono

CO2 EOR Injeção de dióxido de carbono para a recuperação avançada de óleo

EOR Enchanced Oil Recovery

MM m³std Milhões de metro cúbico em condições de superfície

FPSO Floating Production Storage and Offloading

FR Fator de Recuperação

PMM Pressão Mínima de Miscibilidade

Offshore Produção de petróleo no mar

Onshore Produção de petróleo em terra


1


CAPÍTULO I

INTRODUÇÃO


2


1. INTRODUÇÃO

O petróleo, que possui uma grande relevância na economia brasileira, tem motivado

explorações ao longo do vasto território brasileiro, desde campos terrestres a marítimos, em

águas profundas e ultraprofundas. Uma das maiores conquistas foi alcançada nessa década com

o descobrimento de reservatórios no fundo do oceano, abaixo da camada do pré-sal.

A qualidade do petróleo encontrado, por ser indicado como leve, diminuirá a

dependência do país e reduzirá as importações desse produto. A Petrobras definiu, em uma

publicação na data de 8 de agosto de 2007, as rochas do pré-sal como reservatórios situados sob

extensa camada de sal que se estende na região costa-afora entre os estados do Espírito Santo e

Santa Catarina, contidos numa faixa de 800 km de comprimento por 200 km de largura em

algumas áreas (PETROBRAS, 2014).

A utilização de toda essa reserva impõe desafios econômicos, científicos e ambientais,

tais como: caracterização interna do reservatório (foco nas heterogeneidades), emprego de

materiais resistentes a CO2, construção de poços de grande extensão, linhas de alta pressão para

injeção de gás, distância da costa em torno de 300 km, entre outros (LIMA, 2008).

Apesar de todos os desafios apresentados na perfuração e produção dessa imensa

reserva, excelentes resultados são obtidos. De acordo com a ANP (2016), a produção do pré-

sal bateu um recorde em julho de 2016, onde foi produzido 1,060 milhão de barris de petróleo

por dia (bbl/d) de petróleo e 40,8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural,

resultando em aproximadamente 1,317 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d),

um aumento de 6,2% em relação ao mês anterior.

Em busca de otimizar a produção de petróleo, gerando assim, maior retorno financeiro,

métodos de recuperação suplementar são aplicados, geralmente após a recuperação primária do

reservatório. A injeção de água em reservatórios é amplamente utilizada como método

secundário, já que o custo é menor quando comparado com outros métodos e possui um bom

fator de recuperação, que representa a fração do óleo móvel recuperado. Além disso, em

ambientes offshore há a vantagem de possuir água marinha como uma abundante fonte para a

implementação desse método.

As últimas décadas vem também sendo marcadas pelos incentivos a utilização de

energia mais limpa. Como a produção de um poço de pré-sal tem um volume elevado de CO2,


3


sua injeção se tornou um método muito utilizado, gerando um relevante incremento na produção

de petróleo. BELTRÃO et al. (2009) relatam que o óleo contidos nos reservatórios carbonáticos

de Tupi é um óleo leve (28-30°), com alta quantidades de gases (GOR maior que 200 m³/m³) e

contendo teor de CO2 entre 8 e 12%. Nesse contexto, o uso desse método está crescendo e

consequentemente, reduzindo as emissões de CO2 na atmosfera, um dos principais causadores

do efeito estufa.

A simulação numérica de reservatório é uma ferramenta amplamente utilizada na

indústria de petróleo para o estudo e previsão do comportamento dos fluidos no reservatório.

Para desenvolver este projeto será utilizado o simulador GEM, que foi criado pela empresa

CMG (Computer Modeling Group). Assim, foi possível analisar aspectos da recuperação

avançada de óleo através da injeção de CO2 e de água em reservatórios com condições similares

ao encontrado em reservatórios do pré-sal brasileiro.

Nessa pesquisa foram estudados parâmetros operacionais que podem afetar o processo,

tais como: vazões de CO2 e de água, configuração de poços e tempos de injeção. Dessa forma,

foi realizado um planejamento experimental para avaliar como tais variáveis influenciam nos

resultados.

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

necessários para uma melhor compreensão de toda a pesquisa. O capítulo III retrata toda a

modelagem de fluido e reservatório com características do pré-sal. O capítulo IV demonstra os

diferentes resultados que foram obtidos e discute aspectos importantes. Por último, o capítulo

V apresenta conclusões sobre o projeto e recomendações.


4


CAPÍTULO II

ASPECTOS TEÓRICOS


5


2. ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo são apresentados alguns conceitos que ajudam a compreender o processo

de injeção de água e CO2.

2.1 Métodos de Recuperação de Petróleo

Petróleo é uma mistura de compostos, cujos principais constituintes são os

hidrocarbonetos. As propriedades físicas são geralmente usadas para caracterizar o petróleo,

por exemplo: cor, densidade, viscosidade e pressão de ponto bolha. Qualquer hidrocarboneto

líquido no seu estado natural é definido como óleo (ANP, 2000).

O American Petroleum Institute - API adotou a classificação do óleo em quatro

categorias distintas: Óleo leve, mediano, pesado e extrapesado.

Tabela 2-1: Classificação do óleo

Tipo de óleo Densidade (20°C/ 20°C) API

Leve ≤ 0,87 ≥ 31 °

Mediano 0,87 > ρ ≤ 0,92 22° ≤ API < 31°

Pesado 0,92 > ρ ≤ 1,00 10° ≤ API < 22°

Extrapesado > 1,00 <10° Fonte: Do autor

O grau API é o sistema de unidades utilizado pela indústria de petróleo para representar

a densidade do óleo, que é representada pela equação (2-1):

° 𝐀𝐏𝐈 = 𝟏𝟒𝟏.𝟓

𝐝(𝐝𝐞𝐧𝐬𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞)− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓 (Eq. 2-1)

Onde, a densidade de uma substância é a relação entre o peso de um determinado volume

de matéria e o peso de igual volume de água, medidos à temperatura de 20º C.

No momento de descoberta de reservas petrolíferas, as acumulações de petróleo

possuem geralmente uma certa energia – energia primária - capaz de conduzir esses fluidos a

produção. No entanto, a descompressão de fluidos e resistências encontradas pelos mesmos no

caminho aos poços produtores causa o declínio da pressão do sistema. Simultaneamente, a

produtividade dos poços também é reduzida. Após o período inicial da vida produtiva, técnicas


6


de elevação artificial são muito utilizadas. Trata-se de um método que trabalha mais o

comportamento isolado de poços produtores, aumentando a vazão do sistema.

Para evitar a redução da produtividade, a energia pode ser suplementada com métodos

de recuperação de petróleo. De acordo com ROSA; CARVALHO; XAVIER (2006) apud

GUEDES JÚNIOR (2016), esses métodos se classificam como métodos convencionais e

métodos especiais de recuperação, como mostrado na Figura 2-1.

Figura 2-1: Diagrama dos métodos de recuperação de petróleo

Fonte: Adaptado de ROSA; CARVALHO; XAVIER (2006) apud GUEDES JÚNIOR (2016)

O objetivo principal da injeção é o aumento da recuperação de petróleo, além de acelerar

a produção, produzindo esse volume adicional com menores volumes de fluidos injetados

possíveis. Evitar a produção do fluido injetado ao máximo é um aspecto relevante no projeto.

Além disso, as relações de pressão e vazões e as variações destas com o tempo são aspectos

fundamentais para ser avaliadas no projeto (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006).

É importante mencionar que essas três etapas de recuperação – primária, secundária e

terciária- não seguem como uma sequência cronológica para todos os tipos de reservatórios.

Por exemplo, quando o óleo é muito viscoso e o reservatório não tem energia natural suficiente


7


para produzir o petróleo com vazões suficientes economicamente. Nesses casos, uma

recuperação secundária ou terciária se torna necessária mesmo no início da vida produtiva do

reservatório.

2.1.1 Eficiência de varrido horizontal (EA)

Em qualquer projeto de injeção, é importante estimar que percentuais de uma área total

foi invadida pelo fluido injetado em diferentes tempos e condições.

Define-se eficiência de varrido horizontal como a relação entre a área invadida pelo

fluido injetado (Ainv) e a área do meio poroso (At), ambas medida em plantas. A equação (2-2)

mostra essa relação.

𝑬𝑨 =𝑨𝒊𝒏𝒗

𝑨𝒕 (Eq. 2-2)

onde Ainv é a área invadida pelo fluido e At é a área total do meio poroso.

2.1.2 Eficiência de deslocamento (ED)

Significa a fração do volume de fluidos existentes no meio poroso que foi deslocado

pelo fluido injetado. Pode ser expressa pela equação (2-3).

𝑬𝑫 =(𝑺𝒐𝒊−𝑺𝒐𝒓)

𝑺𝒐𝒊 (Eq. 2-3)

onde Soi é a saturação de óleo inicial e Sor é a saturação de óleo residual.

2.1.3 Métodos convencionais de recuperação

Geralmente são usados para manter a pressão do reservatório e retirar o óleo contido no

mesmo. Fluidos – água ou gás imiscível- são injetados no reservatório e atuam mecanicamente

no mesmo, a fim de empurrar expelir o máximo de óleo presente nas rochas porosas. Segundo

THOMAS (2004), a injeção de fluidos pode, preferencialmente, ser aplicada antes do declínio


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total da produção com recuperação primária, ou seja, métodos de recuperação são aplicados

mesmo com poços ainda surgentes.

Na fase inicial de um projeto de injeção, é essencial determinar parâmetros operacionais,

tais como: pressões e vazões de injeção, estimativas de vazões de produção, volumes de fluidos

e, quantidade e distribuição de poços.

Além disso, a determinação do esquema de injeção é um aspecto fundamental para um

projeto de recuperação de petróleo ser eficiente. Esse projeto pode ser feito de acordo com a

estrutura do reservatório e/ou no modo como os poços serão distribuídos.

Injeção periférica, injeção no topo e injeção na base, em que arranjos prefixados não são

definidos para a localização dos poços. Parâmetros como o tipo de reservatório e o fluido de

injeção serão analisados, a fim de respeitar a distribuição natural dos fluidos.

Injeção em malhas, em que os poços de injeção e produção serão distribuídos

uniformemente ao longo do reservatório. Geralmente utilizados em reservatórios com grandes

áreas e pequenas inclinações e espessuras.

2.1.3.1 Injeção de água

A injeção de água é o método mais utilizado no mundo devido a sua disponibilidade,

relativa facilidade para operação, boa eficiência e baixo custo (CRAIG,1993). Poços injetores

empurram a água dentro do reservatório, que movem o óleo para fora dos poros da rocha e em

direção aos poços produtores. Quando a frente de água que estava sendo injetada alcança os

poços produtores, a água produzida aumenta consideravelmente, esse evento é chamado de

“breakthrough”. Alguns poços ainda continuam economicamente viável mesmo com taxas altas

de água produzida. Porém, em um dado momento o custo de remover e injetar água pode

exceder a receita proveniente da produção de óleo, ou seja, a injeção de água não será mais

economicamente viável.

Devido ao efeito da capilaridade e da viscosidade, nem todo o óleo é retirado do

reservatório, permanecendo certa quantidade retida nos poros das rochas, sendo chamada de

saturação residual de óleo. Além disso, devido a razão de mobilidade entre o óleo e a água,

caminhos preferenciais, chamados viscous fingerings, podem ser formados, diminuindo assim


9


a área varrida do reservatório. Então, a heterogeneidade do reservatório e a razão de mobilidade

entre os fluidos são fatores que levam a formação de frentes não uniformes no reservatório.

Portanto, alguns casos a injeção pode ser inadequada, como quando a produção de água é

elevada desde o início da recuperação, causada pelas presenças de caminhos preferencias ou

fraturas. Nesses casos, métodos de recuperação avançada podem ser utilizados desde o início

da produção.

Para um projeto de injeção de água, é necessário estabelecer qual será a fonte de água

que será suficiente para atender a demanda do processo. Segundo COOK et al. (2012), fontes

de água possíveis para injetar nos reservatórios são águas do mar, limpa de superfície ou de

aquífero (não do reservatório em produção). Em seguida, o tipo de tratamento para tornar a

água adequada para injeção deve ser determinado. A Tabela 2-2 indica os principais problemas,

efeitos e soluções previstos sobre o tratamento da água.

Tabela 2-2: Considerações sobre o tratamento de água

Problemas Efeito Possível Solução

Óleo em suspensão Tamponamento de formação Flotação ou filtração

Precipitados

dissolvidos

Tamponamento e formação de crosta Inibidores de

incrustações

Bactérias Perda de injetabilidade (produtos corrosivos) e

acidificação do reservatório

Biocidas e escolha de

materiais resistentes à

acidez

Gás dissolvido Corrosão de instalações e perda de

injetabilidade Desgaseificação

Fonte: Adaptado de Cook, 2012

Portanto, além de retirar o óleo presente na emulsão com a água, é necessário o

tratamento com contaminantes responsáveis por problemas de tamponamento do reservatório

(sólidos em suspensão) e/ou processos corrosivos, como gases dissolvidos, e bactérias indutoras

de corrosão, principalmente as redutoras de sulfato (THOMAS, 2004).


10


2.1.4 Métodos especiais de recuperação

Ao longo do tempo, a prática de manutenção de pressão na injeção de água e/ou gás

que é utilizada no início da vida produtiva do reservatório deixa de ser suficiente para aumentar

a produção de petróleo. Como nem sempre a queda de pressão é o aspecto mais crítico em

relação ao fluxo de fluidos, a simples injeção de fluidos para deslocar e produzir outros deixam

de obter bons resultados. Em razão disso, processos de recuperação de óleo mais complexos

foram desenvolvidos, chamados de métodos especiais de recuperação. Esses métodos agem

diretamente na natureza do fluido do reservatório, buscando alterar propriedades dos fluidos e

a interação fluido-rocha do reservatório. O propósito desse método é de atuar em certos

parâmetros que métodos convencionais geralmente falham e dessa forma, diminuir as

resistências ao fluxo do petróleo no meio poroso. De acordo com LAKE, SCHMIDT e

VENUTO (1992), métodos especiais podem ser distribuídos em químicos, térmicos, miscíveis

e outros (microbiológica, elétricas, etc).

2.1.4.1 Injeção miscível de CO2

Métodos miscíveis consistem na injeção de fluidos deslocantes que seja miscível com o

óleo bruto (fluido deslocado), não havendo, então, a interface entre os fluidos. Portanto, são

processos em que se procura reduzir consideravelmente as tensões interfaciais no reservatório.

A utilização do gás carbônico como método de recuperação tem crescido, atualmente,

devido a sua forte tendência de dissolver-se no óleo, causando inchamento e vaporização do

mesmo. A temperatura do dióxido de carbono é somente 31° C (ROSA; CARVALHO;

XAVIER, 2006), então na maioria dos reservatórios que o CO2 é usado para deslocamento

miscível, este se encontra em estado gasoso. Logo, o CO2 tem a capacidade de reduzir as forças

capilares e interfaciais que impedem a produção do óleo, diminuindo sua saturação residual no

reservatório.

No projeto de injeção de gás carbônico é fundamental o uso de químicos e proteções

anticorrosivas já que o gás carbônico associado à água forma ácido carbônico, composto

químico altamente corrosivo.


11


O principal problema da injeção miscível do CO2 é a razão de mobilidades entre os

fluidos desfavorável causada pela baixa viscosidade do gás injetado comparada com a do óleo.

Consequentemente, caminhos preferenciais são formados e propagados ao longo do

deslocamento do fluido, deixando uma considerável parte dos hidrocarbonetos no reservatório.

Uma solução para esse problema é a utilização de espumas que irá dispersar bolhas de gás no

líquido e reduzir a permeabilidade do gás para menos de 1% do valor original (LAKE;

SCHMIDT; VENUTO, 1992). A Figura 2-2 ilustra os efeitos provocados pela diferença de

densidade e viscosidade entre o fluido injetado e o fluido do reservatório.

Figura 2-2: Comportamento das fases e dinâmica do fluxo em injeção miscível (a) performance ideal,

(b) durante a influência da densidade do fluido e (c) influência da viscosidade que produz caminhos preferenciais

do gás no óleo.

Fonte: Adaptado de LAKE, SCHMIDT e VENUTO (1992)

De acordo com ROSA, CARVALHO e XAVIER (2006), o método de injeção de CO2

é aplicável a reservatórios com as seguintes características:

Óleos com grau API acima de 25º (óleos leves);


12


✓ Intervalo de pressão entre 1.500 psi e 6.000 psi (limite prático);

✓ Reservatórios presente a uma profundidade onde possa exercer uma pressão acima

necessária para ocorrer o deslocamento miscível sem que haja fraturamento da formação.

Pressão mínima de miscibilidade (PMM)

A pressão mínima de miscibilidade representa à menor pressão que o reservatório em

que será aplicado o método deve ter para que possa ocorrer o deslocamento miscível. A

miscibilidade do dióxido de carbono com o óleo não ocorre em um primeiro contato e sim por

múltiplos contatos para determinadas temperatura, pressão e composição do óleo (SHEDID,

ZEKRI e ALMEHAIDEB, 2006). Durante esse processo, o CO2 vaporiza as frações mais leves

de óleo e irá se condensar na fase do óleo do reservatório. Isso irá resultar em dois fluidos que

serão miscíveis no reservatório, com propriedades favoráveis de baixa viscosidade. Pode-se

visualizar a injeção de CO2 no interior do reservatório na Figura 2-3, onde há o banco de CO2

no poço injetor, o banco de óleo está chegando ao poço produtor e entre estes está presente a

zona de miscibilidade entre os fluidos.

Figura 2-3: Esquema de injeção de CO2

Fonte: DINIZ, 2015, p.32


13


Um conhecimento aprofundado das características termodinâmicas das misturas óleo-

gás e o entendimento dos mecanismos físicos e químicos envolvidos devem ser assimilados

para garantir a miscibilidade entre o óleo e o CO2. Então, os seguintes aspectos são importantes:

✓ Pressão – Quanto maior a pressão, maior será a solubilidade do CO2 no óleo;

✓ Temperatura- Temperaturas baixas estimula uma maior miscibilidade entre óleo e o

CO2;

✓ Composição do Gás – Alguns gases tendem a possibilitar uma maior solubilização que

outros;

✓ Composição do Líquido – Óleos já saturados de gases podem dificultar a miscibilidade

entre os fluidos.

A PMM para o CO2 é menor que a PMM para utilização do gás pobre, reduzindo os

custos e ampliando sua aplicação na recuperação de petróleo. Por exemplo, ROSA;

CARVALHO; XAVIER (2006) retrata que a pressão necessária para obter deslocamento

miscível com o CO2 é menor que 1500 psi (105 kgf/cm2) para muitos reservatórios. Enquanto

para injeção de gás seco a pressão requerida é maior ou igual a 3000 psi (420 kgf/cm2).

A fim de determinar a PMM para qualquer dado reservatório, pode-se utilizar a

correlação de Cronquist, que é apresentado pela Figura 2-4. Essa correlação determina PMM

baseada na temperatura do reservatório e peso molecular dos pentanos e componentes mais

pesados do óleo, sem considerar a porcentagem molar do metano. A correlação de Cronquist

está representada pela equação (2-4) (Bank; Riestenberg; Koperna, 2007).

PMM= 15.988*T (0.744206+0.0011038*MW C5+) (Eq. 2-4)

Onde T é temperatura em °F, e MW C5+ é o peso molecular dos pentanos e frações

mais pesadas do óleo presente no reservatório.


14


Figura 2-4: Estimativa da pressão mínima de miscibilidade do CO2

Fonte: Adaptado de Bank, Riestenberg e Koperna, 2007

Além de correlações, há formas experimentais de determinar a pressão mínima de

miscibilidade. Bank, Riestenberg e Koperna (2007) demonstra o método de deslocamento em

slim-tube (slim tube displacement), que é amplamente utilizado para a determinação de PMM.

Esse método envolve o deslocamento do óleo com um agente miscível a uma data temperatura

de reservatório através de um tubo de pequeno diâmetro, empacotado com areia ou contas de

vidro. A Figura 2-5 apresenta um estudo de South Slattery field in Wyoming, em que esse

experimento foi utilizado, pode-se observar que o fator de recuperação aumenta quase

linearmente com a pressão de injeção até que atinge a PMM, igual a 2.466 psi nesse estudo, e

então a recuperação se torna bem pequena para altas pressões.


15


Figura 2-5: Resultado de um experimento de Slim tube

Fonte: Adaptado de Jiang, Nuryaningsih e Adidharma, 2012.

2.1.4.2 Separação e injeção do CO2

Carbon Capture and Storage (CCS) é a técnica de captura e armazenamento de CO2 em

salinas ou para a utilização de métodos de recuperação terciária em campos maduros. É um

método bastante seguro e eficaz para reduzir a emissão de gases de efeito estufa (Sweatman;

Crookshank; Edman; 2011).

Segundo NAVEIRO (2012), há três alternativas de capturar o CO2 a partir de

termoelétricas ou processos industriais oriunda de gases de combustão:

i. Pós-combustão, que utiliza o CO2 liberado através da combustão, tanto de

matéria orgânica fóssil ou biomassa;

ii. Pré-combustão, em que o combustível primário é processado em reator e duas

correntes de CO2 e H2 são retiradas e posteriormente, o H2 é utilizado como fonte de energia

desse processo;


16


iii. Oxigênio-gás, quando o ar é substituído pelo oxigênio no processo de

combustão, gerando como produtos, água e CO2, facilitando a captura deste.

Além disso, há tecnologias de separação e captura de CO2 com o objetivo de isolá-lo de

sua fonte emissora, visando a sua posterior utilização. O volume de gás a ser tratado, as

concentrações de CO2 na entrada e na saída, pressão na corrente de gás e o espaço físico para

instalação são fatores importantes para determinar a tecnologia mais adequada.

A separação do CO2 pode ser efetuada por solventes físicos e químicos, membranas,

adsorventes sólidos ou criogenia. A aplicação dessas tecnologias de separação CO2 nos campos

offshore requer uma boa logística, pois a injeção de CO2 necessita de volumosos compressores

e tanques de armazenamento, que nem sempre há espaço suficiente na plataforma. Uma das

vantagens da tecnologia de membranas é que esse método utiliza uma planta mais compacta.

No ano de 2015, a Petrobras atingiu a marca de 3 milhões de toneladas por dia de CO2

separados do gás natural e reinjetados no pré-sal da Bacia de Santos. A tecnologia para

separação do CO2 utilizada é a de filtração por membranas que ocorre basicamente pela

diferença de propriedades físico-químicas: moléculas como CO2 e CH4 passam pela membrana

com maior facilidade e se concentram na corrente de gás a qual será injetada, enquanto as

demais moléculas ficam na corrente do gás natural tratado. Após cinco anos desse projeto, a

separação de CO2 produzido no pré-sal e sua reinjeção em reservatórios produtores é

plenamente viável em termos técnico, econômico e ambiental (PETROBRAS, 2016a).

A Figura 2-6 mostra a planta para o método de permeação em membranas (esquerda) e

absorção química (direita).


17


Figura 2-6: Diferença de área ocupada pelo processo de permeação em membranas e por absorção

química

Fonte: Dortmund e Doshi, 1999

2.1.4.3 Sequestro do CO2

A queima de combustíveis fósseis em plantas de energia está entre as maiores fontes

individuais de emissão de CO2 na atmosfera. Por isso, projetos de injeção de CO2 são

inevitavelmente ligados com tópicos ambientais como o aquecimento global, fenômeno que

está aumentando a temperatura do planeta consideravelmente. Apesar de ainda haver muitas

discussões na comunidade científica sobre a causa desse fenômeno, a comunidade internacional

está procurando assegurar fontes energéticas para o futuro, além de restringir a emissão de CO2

e outros gases do efeito estufa. Logo, cientistas buscam alternativas, como o sequestro do CO2,

para controlar o aquecimento global.


18


Através de uma tecnologia inédita para reduzir a emissão de gases de efeito estufa,

espera-se conseguir pelo menos 90% do CO2 emitido quando for aplicada em unidades

industriais. Essa tecnologia está sendo testada através de um protótipo de unidade de

craqueamento catalítico fluido (FCC) – processo que transforma óleos pesados em derivados

de petróleo mais leves – e com tecnologia de oxi-combustão (substituição do ar que é utilizado

na queima de combustíveis por oxigênio puro). Além disso, há a possibilidade de gerar uma

corrente de CO2 com pureza mínima de 95%, pronta para a utilização em poços para

recuperação de petróleo, sequestro geológico ou para venda para indústrias compradoras de

CO2 (PETROBRAS, 2016b).

Em Gorgon, na plataforma rochosa do noroeste da Austrália e no campo Sleipner na

Noruega, onde há novos projetos de gás em alta escala, têm-se aplicado esquemas de sequestro

de CO2 (ou injeção subterrânea): dióxido de carbono separado de outros componentes é injetado

no reservatório. Consequentemente, há o incremento na recuperação de petróleo e ocorre a

captura final de CO2 na estrutura rochosa. Com a finalidade de acompanhar a integridade do

armazenamento, levantamentos sísmicos e medições de pressão são utilizados (COOK et al.,

2012).

2.2 Pré-sal brasileiro

A descoberta do grande conjunto de rochas carbonáticas localizadas em águas

ultraprofundas de grande parte do litoral brasileiro com potencial de acúmulo de petróleo está

abrindo novas fronteiras para exploração e produção. Essas rochas contêm grandes volumes de

óleo com densidade em torno de 28º API, alta quantidade de CO2 dissolvido, grande volume de

gás natural e baixos teores de acidez e contaminantes, como enxofre. Já que essas rochas foram

depositadas antes da camada de sal, o termo “pré” foi aderido. A profundidade total dessas

rochas – distância entre a superfície do mar e os reservatórios- pode chegar até 7 mil metros,

além disso, a camada de sal e lâmina d’água presentes nessa região podem atingir 2.000 m,

como ilustrado na Figura 2-7.


19


Figura 2-7: Profundidade típica de um poço no pré-sal

Fonte: Wikigeo, 2012

Em geral, desafios se tornam mais significantes quando os reservatórios se encontram

em altas profundidades. Quando essas reservas se encontram na zona do pré-sal brasileiro, há

ainda mais desafios. A localização das reservas a 100 e 300 km da costa é uma das dificuldades,

em que uma boa logística para transportar pessoas, suprimentos e equipamentos se torna

indispensável. As camadas salinas são despostas em altas profundidades, em que altas

temperaturas e pressões fazem o sal apresentar consistência semelhante a um material plástico

e assim impedir a continuidade da perfuração e obstruir poços já abertos (ZANELLAS, 2008).

De acordo com GLANCE (2010), apud MORAIS, os desenvolvimentos e desafios tecnológicos

do Pré-sal são muitos, como ilustrado na Figura 2-8, tais como: plataforma flutuante para gás e

seu transporte, caracterização das rochas dos reservatórios, separação do CO2 e tecnologias de

captura, garantia de escoamento de gás e óleo, novos materiais para revestimento de poços,

entre outros.


20


Figura 2-8: Diagrama dos desenvolvimentos e desafios do pré-sal

Fonte: Morais (2010)

Devido ao alto capital investido, maiores avaliações e aquisições de dados são

necessários para reduzir incertezas e reduzir riscos associados antes de aprovar o projeto. É

essencial associar o desenvolvimento de estratégias com flexibilidades à projetos de EOR em

campos, a fim de considerar diferentes senários de operação. Em maio de 2009 foi instalado na

área de Lula (ex- Tupi), a FPSO BW Cidade de São Vicente, em que foi realizado um Teste de

Longa Duração (TLD). A produção média foi de 15000 barris por dia por um poço com

limitações operacionais. No final de 2010, a ANP consentiu a declaração de comercialidade do

bloco BM-S-11 (PIZARRO E BRANCO, 2012).


21


CAPÍTULO III

Materiais e Métodos


22


3. MATERIAS E MÉTODOS

Esse tópico aborda os materiais e os métodos utilizados na realização desse trabalho,

tais como as ferramentas computacionais, modelagem do fluido e do reservatório e amostragem

dos parâmetros analisados. As informações do reservatório estudado se baseiam em um modelo

com características do pré-sal brasileiro.

3.1 Ferramentas Computacionais

Diversos módulos do simulador computacional da CMG (Computer Modelling Group

Ltd.), versão 2013.10 foram usados para a realização desse estudo: WinProp, Builder, GEM,

Results Graph and Results 3D.

Builder

Essa ferramenta permite ao usuário definir entradas de dados, como a criação do

reservatório e de poços produtores e injetores, importação ou a criação de modelos de fluidos,

parâmetros operacionais, condições inicias, entre outros (COMPUTER MODELLING GROUP

LTD, 2013a).

WinProp

O modelo de fluido foi implementado pelo WinProp, que é uma ferramenta que modela

o comportamento de fases e as propriedades dos fluidos dos reservatórios. Esse módulo usa

equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico com o objetivo de

(COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013e):

Caracterização do fluido;

Agrupamento (“Lumping”) dos componentes;

Ajuste de dados de laboratório através da regressão;

Simulação de processos de contato múltiplo;

Construção do diagrama de fases;

Simulação de experimentos de laboratório (liberação diferencial, teste de separador

óleo-gás, entre outros)


23


GEM

Ferramenta computacional utilizada para a simulação de modelos composicionais e

reservatórios inconvencionais. GEM (“Generalized Equation-of-State Model Compositional

Reservoir Simulator”) é um simulador essencial para engenharia com o propósito de avaliar o

impacto das interações no comportamento de fases sobre os mecanismos dos métodos de

recuperação, modelando reservatórios complexos. Dessa forma, a física e química do que está

ocorrendo no reservatório são reproduzidas para ajudar na otimização do campo e recuperação

global. Além disso, suas principais características são que é um simulador baseado na equação

de estado para modelar fluidos multicomponentes; modela processos miscíveis e imiscíveis,

tais como injeção de CO2 e hidrocarbonetos; e modela qualquer tipo de reservatório (gás

condensado ou óleo volátil), em que a composição do fluido e suas interações são cruciais para

entender o processo de recuperação (COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013b).

Essas características do GEM permitem uma boa precisão para modelar e simular a injeção

de água e CO2 para o presente estudo.

Results Graph and Results 3D

Ferramentas utilizadas para a etapa de pós-processamento, na qual figuras e gráficos foram

gerados a partir de simulações realizadas pelo GEM. Dessa forma, pode-se analisar os fluidos

produzidos, pressão média, temperatura média, entre outros em gráficos 2D e através de

gráficos 2D/3D (saturação de óleo, análises do comportamento de temperatura, entre outros)

(COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013c; COMPUTER MODELLING GROUP

LTD, 2013d).

3.2 Modelagem do fluido

Como já mencionado, o WinProp foi a ferramenta utilizada para modelar o fluido que

possui características semelhantes a de reservatórios do pré-sal. Além de temperatura e pressão,


24


as composições das diversas fases presentes no meio poroso são consideradas no tratamento

matemático.

3.2.1 Composição

A Tabela 3-1 apresenta as frações molares de todos os componentes do fluido utilizado.

Pode-se considerar que este é um modelo de óleo leve, com um teor de CO2 um pouco acima

de 8%.

Tabela 3-1: Composição do óleo analisado

Componente Fração Molar

CO2 0,0824

N2 0,0037

C1 0,5129

C2 0,0707

C3 0,0487

iC4 0,0090

nC4 0,0179

iC5 0,0059

nC5 0,0086

C6 0,0113

C7 0,0164

C8 0,0210

C9 0,0169

C10 0,0155

C11 0,0126

C12 0,0115

C13 0,0119

C14 0,0098

C15 0,0096

C16 0,0075

C17 0,0068

C18 0,0069

C19 0,0063

C20+ 0,0762

Fonte: Moortgat et al. (2010)


25


A fim de reduzir o tempo computacional utilizado, os componentes foram agrupados

em oito pseudocomponentes como pode-se visualizar na Tabela 3-2.

Tabela 3-2: Pseudocomponentes

Componente Fração Molar

CO2 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 : Moortgat et al. (2010)

Características do C20+:

Densidade do gás: 0,7010

Massa molecular C20+: 536

Massa específica (g/cm3) C20+: 0,921

3.2.2 Viscosidade de fluido

Na Figura 3-1 observa-se a variação do ajuste da viscosidade do óleo e da viscosidade

experimental com a pressão. Como é mostrado na figura, quando a pressão decresce até a

pressão de saturação, igual a aproximadamente 5.598 psia, a viscosidade do fluido decresce

suavemente. Isso ocorre devido aos gases dissolvidos presentes no óleo in place. Considerando

que a pressão do reservatório continua diminuindo até atingir a pressão atmosférica, os gases

dissolvidos são liberados, causando o aumento da viscosidade do óleo. Pode-se verificar

também que o óleo tem baixa viscosidade, menor que 2 cP para pressões acima de 2.500 psia.


26


Figura 3-1: Ajuste de viscosidade

Fonte: Do autor

3.2.3 Diagrama de fluidos

A Figura 3-2 mostra o envelope de fases dos fluidos pseudocomponentes e

composicional. Como pode-se observar os envelopes de fases estão relativamente similares,

principalmente na região que o reservatório se encontra, que a temperatura inicial está em torno

de 93,9 °C (201 °F) e uma pressão máxima de, aproximadamente, 8.000 psia. Dessa forma, o

agrupamento realizado foi eficiente.


27


Figura 3-2: Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo

Fonte: Do autor

3.2.4 Curvas de permeabilidade relativa

A Figura 3-3 representa a curva de permeabilidade relativa em relação à saturação de

água e óleo. Como ilustrado na Figura 3-3, a saturação de água conata (Swc) é igual a 0.29 e

saturação de óleo inicial (Soi) igual a 0.7 para esse modelo estudado.

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Temperatura (°F)

Pre

ssão

(p

sia)

Diagrama de Fases do Fluido PT

Pseudocomponentes Composicional Ponto Crítico 1 Ponto Crítico 2


28


Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativas do sistema água – óleo

Fonte: Do autor


29


A Figura 3-4 mostra a curva de permeabilidade relativa em relação à saturação de

líquido e gás desse sistema.

Figura 3-4:Curvas de permeabilidades relativa do sistema líquido-gás

Fonte: Do autor

3.3 Modelagem do reservatório

3.3.1 Modelo físico do reservatório

Para o projeto estudado, o modelo físico tem uma área de aproximadamente 1.200 m x

1.000 m no plano horizontal com 126 m de espessura, sendo 95 m de zona de óleo e 31 m de

zona de água, considerando o topo de reservatório como referência. A Figura 3-5 é a

representação 3D do reservatório modelado.


30


Figura 3-5: Visão 3D do reservatório

Fonte: Do autor

A construção do reservatório baseou-se em um modelo tridimensional com malha

cartesiana (direções i, j e k). Na Tabela 3-3, as características dimensionais desse reservatório

são relatadas.

Tabela 3-3: Características dimensionais do reservatório

Número total de blocos 9900

Número de blocos na direção i 33

Número de blocos na direção j 30

Número de blocos na direção k 10

Tamanho dos blocos em i (m) 36,36

Tamanho dos blocos em j (m) 33,33

Tamanho dos blocos em k (m) 9 de 14; 1 de 30

Fonte: Do autor


31


Essa disposição foi adequada para as curvas de nível do reservatório, como indicado na

Figura 3-6.

Figura 3-6: Vista Superior do reservatório com curvas de nível

Fonte: Do autor

As principais características e propriedades de reservatório adotadas na construção

desse modelo são semelhantes aos encontrados em reservatórios do pré-sal. Esses parâmetros

podem ser visualizados na Tabela 3-4.


32


Tabela 3-4: Características e propriedades do modelo base

Características e propriedades Valor

Dimensões do reservatório (m²) 1200 x 1000

Profundidade do topo do reservatório (m) 5315

Contato óleo-água (m) 5410

Espessura da última camada (m) 30

Pressão de referência (psi/kPa) 8904 / 61.391 @ 5311 m

Temperatura inicial do reservatório (°F/°C) 201 / 93,9

Porosidade @ 8900 psi / 61363,34 kPa 0,11

Permeabilidade horizontal (mD) 375

Permeabilidade vertical (mD) 37,5

Compressibilidade da formação (1/psi)

@ 4851 psi / 33446,47 kPa 9x10-8

Pressão de saturação (psi/kPa) 5.598,75 / 38.602

Fonte: Do autor

3.3.2 Características operacionais do modelo base

Depois de criado o modelo de fluido e o modelo com características físicas do

reservatório, a próxima etapa é definir as condições operacionais do modelo base. Os principais

parâmetros utilizados nas simulações utilizadas são mostrados na Tabela 3-5.

Tabela 3-5: Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas

Condições Operacionais Valor

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

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

Distância entre poços injetores e produtor (m) 363,63

Camada completada para poços injetores em todas as configurações (direção - k) 9

Camada completada para poços produtores em todas as configurações (direção - k) 10

Pressão máxima nos poços injetores (psi/ kPa) 113457,65 / 78226.31

Fonte: Do autor

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

definida acima da pressão de saturação, que é igual a aproximadamente 38.602 kPa. Portanto,

foi utilizada a pressão mínima de fundo nos poços produtores igual a 42.500 kPa. Em relação a

vazão máxima de líquido no poço produtor, a vazão de 3500 m³ STD/d foi utilizada, equivalente

a aproximadamente 22.000 bbl/d. Esse valor é utilizado na prática, pois segundo GAIER (2015)


33


um poço no pré-sal pode produzir de 20 a 30 mil barris por dia. A PETROBRAS (2016c)

também aponta que poços no pré-sal da Bacia de Santos produz em torno de 25 mil bpd. Sabe-

se ainda que as plataformas P51, P55 e P58 têm capacidade máxima de 180.000 bbl por dia,

fixando-se assim outro limite de produção (ANP, 2014; PETROBRAS, 2014).

Já em relação a pressão máxima dos poços injetores, o valor não deve ultrapassar a

pressão de fratura da formação, podendo causar sérios problemas se esse limite não for

respeitado, podendo ocorrer até blowouts, que é o fluxo descontrolado de fluidos da formação

para superfície. Por isso, a estimativa do gradiente de fratura é considerada uma das etapas mais

importantes durante a elaboração de um projeto de poço de petróleo. Considerando o gradiente

de fratura proposto por BAUTISTA (2010) igual a 0,7 psi/ft, a pressão máxima foi igual a

12.500 psi, equivalente a 86.184,46 kPa. Para se manter uma margem de segurança, a pressão

máxima de injeção foi fixada como 78.226,31 kPa.

Foram analisadas diferentes configurações de poços, tais como malha direta, five spot,

seven spot, nine spot e 4 poços injetores verticais com 1 poço produtor horizontal, como mostra

a Tabela 3-6. O intervalo canhoneado do reservatório para poços injetores foi realizado nas 10

camadas do reservatório, enquanto para produtores, apenas nas 9 primeiras camadas, com

exceção da configuração 5 que o poço horizontal está na segunda camada do reservatório. As

simulações foram realizadas para um tempo de projeto de 40 anos.

Tabela 3-6: Configurações de poços utilizadas nas simulações

Configuração 1 Malha direta

Configuração 2 Five Spot normal

Configuração 3 Seven Spot normal

Configuração 4 Nine Spot normal

Configuração 5 4 poços verticais injetores e 1 poço produtor horizontal

Fonte: Do autor

A Figura 3-7 mostra as vistas superiores no plano x-y e plano x-y-z, no caso da

configuração 5, para uma melhor visualização da disposição dos poços.


34


Figura 3-7: Vista superior das configurações utilizadas a) Configuração 1: Linha Direta; b)

Configuração 2: Five Spot Normal; c) Configuração 3: Seven Spot Normal; d) Configuração 4: Nine Spot

Normal; e) Configuração 5: 4 poços verticais injetores e 1 poço horizontal produtor.

Fonte: Do autor


35


A Tabela 3-7 mostra as vazões utilizadas para as diferentes configurações utilizadas, tanto

para injeção contínua de água quanto de CO2.

Tabela 3-7: Diferenças configurações de malhas utilizadas na simulação

Configurações Vazão de injeção de água

por malha (m3 STD/d) Vazão de injeção de CO2 por

malha (x103 m3 STD/d)

Configuração 1

0, 150, 250, 350, 450, 550, 650

0, 200, 400, 600, 800, 1.000

e 2.000

Configuração 2

Configuração 3

Configuração 4

Configuração 5

Fonte: Do autor

3.3.3 Metodologia para realização do trabalho

A seguinte sequência de procedimentos foi utilizada para o desenvolvimento deste

trabalho:

a) Realização de um estudo bibliográfico sobre o tema;

b) Montagem do modelo de fluidos no módulo Winprop da CMG;

c) Montagem do modelo de reservatório no módulo Builder da CMG;

d) Combinação dos modelos de fluido e reservatório;

e) Refinamentos e escolha do modelo base;

f) Estudo de diferentes vazões de injeção de água, utilizando diferentes configurações;

Escolha da melhor configuração;

g) Estudo de diferentes vazões de injeção de CO2, utilizando diferentes configurações;

Escolha da melhor configuração;


36


h) Comparação do uso de CO2 com a água, utilizando a malha five-spot;

i) Estudo do tempo de injeção para o uso de CO2, utilizando a malha five spot;

j) Análise dos resultados;

k) Conclusões e recomendações.


37


CAPÍTULO IV

Resultados e Discussões


38


4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Esta seção apresenta os resultados das simulações realizadas, bem como análises e

discussões sobre diferentes modelos de injeção de água e CO2. Analisou-se aspectos

operacionais, a fim de produzir maiores volumes de óleo.

Antes de analisar a injeção de água seguida pela de CO2, um estudo das injeções de

ambos os fluidos isoladamente foi procedido nas etapas a seguir.

4.1 Análise da influência de vazões de injeção de água e CO2 utilizando diferentes

configurações

Nesta etapa, a fim de definir a melhor configuração para o uso de CO2 e de água, foram

realizadas análises como a de fator de recuperação de óleo.

4.1.1 Injeção de água

Esse tópico abordou uma análise isolada de injeção de água no reservatório, e foi

observado como ocorreu a produtividade. A Tabela 4-1 e Figura 4-1 mostram os fatores de

recuperação de óleo com o tempo em anos. Para observar o possível ganho do processo de

injeção de água com a relação primária, foram testados 6 valores distintos de injeção total no

campo, nas condições standard, entre 0 m³std/d e 650 m³std/d, utilizando a malha five-spot.

Tabela 4-1: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido após 40 anos de produção

Configuração 2 – Vazão de Injeção contínua de água (m³ std/d)

FR (%) para 40anos Np (m³) para 40 anos

Recuperação primária 2,58 106 065

150 36,26 1,49 x 10 6

250 50,16 2,06 x 10 6

350 55,42 2,28 x 10 6

450 56,30 2,31 x 10 6

550 56,51 2,32 x 10 6

650 56,65 2,33 x 10 6

Fonte: Do autor


39


Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de água

Fonte: Do autor

Com base na Figura 4-1, pode-se concluir que a vazão de 450 m³std/d, 550 m³std/d e

650 m³std/d apresentam os maiores FR, aproximadamente igual a 56%. No entanto, após 25

anos de produção não há mais variação do FR. Essas vazões não apresentam grande variação

quanto ao volume acumulado produzido (Np), aumentando 10.000 m³ até aproximadamente o

ano de 2025, ou seja, para produzir 10.000 m³ de volume adicional de óleo, precisou-se injetar

uma vazão adicional de 100 m³std/d de água por 15 anos. É necessário, então, analisar

economicamente se esse volume extra de óleo compensa os custos relacionados com o aumento

de vazão de injeção.

Já para vazões menores, entre 150 m³std/d a 350 m³std/d, o valor de FR continua

ascendente, necessitando de um maior tempo de produção para atingir o pico de produção. Por

outro lado, quando consideramos as vazões de injeção altas, como 550 e 650 m³std/d, após os

25 anos de produção, as curvas de FR praticamente se estabilizaram, gerando um pequeno


40


acréscimo do FR após esse tempo. Portanto, uma análise econômica é essencial para avaliar se

é necessário, após os 25 anos de produção iniciais, a utilização de um método de recuperação

avançada, a fim de reduzir os efeitos das forças capilares e viscosas que podem estar impedindo

o fluxo de óleo no meio poroso ao produtor.

A fim de analisar a melhor configuração de poços, utilizou-se a vazão de injeção

máxima e igual a 650 m³std/d. A Figura 4-2 mostra os fatores de recuperação de óleo para as 5

configurações definidas nesse projeto, em relação ao tempo em anos.

Figura 4-2: Fator de recuperação para diferentes configurações

Fonte: Do autor

Pode-se verificar que o FR das configurações simuladas são semelhantes no fim dos 40

anos de projeto, em torno de 56%. Considerando os 10 anos iniciais de produção, a configuração

4 mostrou uma antecipação da produção com relação as outras configurações. Porém, a

configuração 4, que representa uma malha de nine-spot, requer um custo maior para a


41


perfuração de poços quando comparada com a configuração 2, representa uma malha de five-

spot. Após o ano de 2020, as duas configurações conseguem alcançar o valor máximo de FR

utilizando a injeção de água. Portanto, apesar da configuração 4 acelerar a produção desse

reservatório, a configuração 2 pode ser considerada a melhor escolha para esse reservatório

devido ao menor custo de perfuração. Isso porque a perfuração de poços offshore representa

um custo muito elevado em projetos de injeção para reservatórios do pré-sal. Portanto, a malha

five-spot será utilizada para avaliar outros parâmetros.

A Figura 4-3 mostra a saturação de água para duas diferentes vazões de injeção de água,

150 m³ std/d e 650 m³ std/d, após diferentes tempos de produção.


42


Figura 4-3: Comparativo de saturação de água utilizando vazões mínima (esquerda)

e máxima (direita) depois de 8, 15 e 40 anos de produção.

Fonte: Do autor


43


A redução brusca da taxa de crescimento do FR após 15 anos de produção para vazões

altas de injeção de água pode ser explicada pela chegada da frente de água aos poços produtores.

Como é ilustrado na Figura 4-3, para a vazão de injeção de água igual a 650 m³std/d, a saturação

de água no ano de 2008 começa a aumentar consideravelmente, mostrando a chegada da frente

de água no produtor. Ainda que ocorreu uma considerável produção de óleo até o 2015, a taxa

de crescimento do FR foi reduzida, como foi mostrado pela Figura 4-1. Por outro lado,

utilizando-se a vazão de injeção de 150 m³std/d, mesmo depois dos 40 anos de produção, a área

próxima ao poço produtor ainda não apresentou uma saturação de água muito elevada,

principalmente no topo do reservatório. Em razão disso, o ritmo de produção para essa vazão

não foi alterado consideravelmente ao longo dos 40 anos de produção.

Pode-se observar também o efeito da segregação gravitacional mostrados pelos mapas

de saturação, pois quando a água é injetada, o óleo vai sendo empurrado para o poço produtor

e se acumula no topo da formação. Isso é causado pois a água tem massa específica maior e

tende a se acumular abaixo da camada de óleo.

4.1.2 Injeção de CO2

Esse tópico abordou uma análise isolada de CO2 no reservatório, e foi observado como

ocorreu a produtividade dos poços produtores. A Tabela 4-2 e Figura 4-4 mostram os fatores

de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2 em relação ao tempo, em anos,

utilizando a malha five-spot nas condições standard entre 0 m³std/d e 2,0 MMm³std/d.

Tabela 4-2: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido

Configuração 2 – Vazão de injeção contínua de CO2 (m³std/d)

FR (%) Np (m³)

Recuperação primária 2,58 106 065

200.000 38,14 1,57 x 106

400.000 42,62 1,75 x 106

600.000 44,98 1,85 x 106

800.000 46,68 1,92 x 106

1.000.000 47,80 1,97 x 106

2.000.000 50,70 2,09 x 106

Fonte: Do autor


44


Figura 4-4: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2

Fonte: Do autor

A análise da injeção do CO2 foi realizada da mesma forma como foi procedida para o

caso da injeção de água. Inicialmente, foi feita uma abordagem de estudo para diferentes vazões

de injeção de CO2 no reservatório. Em seguida, foi realizado um comparativo das configurações

simuladas.

Pode-se observar que o aumento da vazão injetada de CO2 influenciou

proporcionalmente o fator de recuperação, ou seja, quanto maior a vazão de fluido injetado,

maior foi a produção, o que já é esperado devido a diminuição da viscosidade dos

hidrocarbonetos causadas pela miscibilidade com o CO2. Com base na Figura 4-4, a taxa de

crescimento do FR é elevada no início da injeção, mas após poucos anos de produção, essa taxa

é consideravelmente reduzida para maioria das vazões estabelecidas. A partir do 10° ano de

produção, o volume de óleo produzido não aumentou significativamente, e esse fato é notado

com uma maior intensidade para as maiores vazões de injeção. Apesar da curva de FR ainda


45


estar ascendente após os 10 anos de produção, o ritmo de produção foi bem reduzido. Portanto,

a utilização de CO2 teve um efeito maior nos dez primeiros anos de produção. A principal causa

para a diminuição repentina da taxa de crescimento do FR pode ser a criação de caminhos

preferenciais para o CO2 no reservatório, o que causa uma rápida produção do fluido injetado e

uma baixa eficiência de varrido do reservatório.

Verifica-se também que com vazões de injeção de gás acima de 1 MMm³std/d não se

obtém um relevante acréscimo do fator de recuperação, pois mesmo após dobrar a vazão de

injeção para 2MM m³std/d não houve um volume considerável de óleo adicional produzido.

Além disso, para injeção de grandes vazões de CO2, devem ser analisados diversos fatores, tais

como disponibilidade de CO2, além de custos com recuperação, tratamento e compressão desse

gás, que são bastante elevados. Para esse projeto iremos definir 1 MMm³std/d como a melhor

vazão de injeção, porém uma análise econômica precisa ser realizada para avaliar qual valor de

vazão de injeção apresenta a melhor receita.

Após 40 anos de produção, através da injeção de 1 MMm³std/d de CO2 ocorreu um

incremento no volume de óleo produzido de 1.86 milhão de metro cúbico em relação à

recuperação primária. Concluindo-se então que a injeção de CO2 apresentou um bom resultado

quanto a produção do petróleo.

A Figura 4-5 mostra o fator de recuperação de óleo para diferentes tempos em anos,

utilizando as cinco configurações estabelecidas. Estabelecendo a vazão de injeção de 1

MMm³std/d como fixa, a configuração 1 apresentou o melhor fator de recuperação, acelerando

a produção de petróleo desde o início da implementação do método e apresentando um FR final

de 55%. Porém, como discutido na etapa anterior, o número de poços perfurados é um aspecto

relevante para o projeto de injeção devido ao alto custo de perfuração, podendo definir se um

projeto é viável ou não economicamente.


46


Figura 4-5: Fator de recuperação de óleo para diferentes configurações

Fonte: Do autor

A Figura 4-6 mostra as vazões de gás produzida com a vazão de injeção de CO2 de até

1 MM m³std/d.


47


Figura 4-6: Vazão de gás com injeção de CO2

Fonte: Do autor

Nota-se que o aumento da vazão de injeção de CO2 implicou no aumento da vazão de

gás produzida. Logo no primeiro ano de produção, a vazão de gás começa a crescer

notavelmente, e após o ano de 2010, essa vazão alcançou valores bem altos, próximos a vazão

de CO2 injetada. Portanto, o banco de gás atingiu rapidamente o poço produtor nesse processo.

A produção de gás fica ainda mais evidente após o ano de 2025, resultando em uma baixa

produção de óleo, como pode ser visto na Figura 4-4, em que as curvas de fator de recuperação

se mostram estabilizadas.


48


4.2 Comparação do uso de CO2 e água com a malha five-spot

Foi realizado um comparativo entre injeção de água e CO2, de modo a definir qual dos

modelos de injeção é o melhor do ponto de vista produtivo. A malha five-spot foi a configuração

selecionada para a análise, pois apresentou um bom fator de recuperação e implica em um custo

de perfuração menor em comparação com as outras configurações. A Figura 4-7 foi plotada

para analisar o fator de recuperação em relação ao tempo, sendo a vazão de injeção igual a 1

MMm³std/d para CO2 e 650 m³std/d para água.

Figura 4-7: Fator de recuperação de água e CO2

Fonte: Do autor

Como é ilustrado na Figura 4-7, até 10 anos de produção iniciais, o fator de recuperação

é maior quando a injeção de CO2. Para um tempo de produção menor que 10 anos, a injeção de

CO2 apresenta uma melhor performance devido ao maior volume de óleo produzido. Porém,

após esse tempo, a taxa de crescimento do FR para água permanece crescendo até o ano de


49


2020, tornando-se maior que o FR de CO2. Sendo assim, para um tempo de produção superior

a 10 anos, a injeção de água conseguiu retirar uma quantidade maior de óleo do reservatório.

Ao final dos 40 anos de produção, a diferença do FR foi em 8,8% entre esses dois métodos.

Uma avaliação econômica é necessária para avaliar quais dos dois métodos gera uma maior

receita.

A Figura 4-8 mostra a vazão de água produzida quando a água é injetada e a vazão de

gás produzido quando o CO2 é injetado. Nota-se que o banco de gás chega antes no poço

produtor, em meados do primeiro ano, enquanto o banco de água chega no ano de 2007. Além

disso, a vazão de água produzida cresce mais lentamente que a vazão de gás produzida,

permitindo uma maior produção de óleo. Portanto, devido a alta mobilidade do gás, esse

processo atingiu um menor fator de recuperação que a utilização da água.

Figura 4-8: Comparação dos fluidos produzidos na injeção de CO2 e água

Fonte: Do autor


50


Para observar o comportamento da pressão do reservatório durante a injeção de CO2 e

água, foi plotado o gráfico da pressão média do reservatório (Figura 4-9). Pode-se perceber que,

assim que a produção foi iniciada, a pressão média do reservatório cai bruscamente para pressão

próxima ao do poço produtor que foi definida como 42.500 kPa. Além disso, através da injeção

desses fluidos não foi possível reestabelecer a pressão do reservatório até seu valor original de

61.400 kPa. A pressão média do reservatório permaneceu ligeiramente maior para injeção de

CO2 antes do ano de 2010 e após isso, caiu um pouco em relação a injeção de água. Isso ocorre

também com as curvas de FR na Figura 4-7, em que o valor do FR para CO2 e água se

comportam de forma semelhante, em que se cruzam após 10 anos de produção.

Figura 4-9: Pressão média do reservatório para injeção de água e CO2 em função do tempo em anos

Fonte: Do autor

Pode-se comparar a evolução de saturação de óleo através da Figura 4-10, depois de 1,

2 e 7 anos de produção, tanto para injeção de água quanto de CO2. Nota-se que logo no primeiro

ano, a injeção de CO2 mostra uma área varrida maior do que utilizando a injeção de água. Porém


51


devido a essa alta mobilidade do CO2 nesse reservatório, esse gás já alcança os poços produtores

em apenas 2 anos de produção. Como a água começa a ser produzida após o ano de 2007, isso

permitiu uma eficiência de varrido final superior, movendo uma maior quantidade do óleo

presente no reservatório, um volume adicional igual a 360.000 m³. Como já é esperado devido

à natureza dos dois fluidos, a injeção de CO2 apresentou miscibilidade com os fluidos dos

reservatório, enquanto a injeção de água atuou mecanicamente, expulsando-os do reservatório.


52


Figura 4-10: Comparativo das saturações de óleo do reservatório quando injetado água (direita) e CO2

(esquerda) depois de 1, 2 e 7 anos de produção.

Fonte: Do autor


53


4.3 Análise de tempos diferentes com injeção de água e CO2

Como nas etapas anteriores, a injeção de CO2 e água foram analisadas isoladamente

durante os 40 anos de projeto. Nesta etapa, a injeção de CO2 foi utilizada após a injeção de

água, que ocorreu no mínimo por 10 anos (Tabela 4-3). Com a finalidade de otimizar a produção

de petróleo, foi analisado a injeção de CO2 em diferentes anos, como ilustra a Figura 4-11.

A partir dos resultados obtidos em etapas anteriores, quando cada fluido foi injetado

isoladamente no reservatório, foram selecionadas vazões de 650 m³std/d para água e 1 MM

m³std/d para gás. Inicialmente, a água é injetada e o FR cresce quase linearmente com o tempo,

em seguida, assim que o CO2 é injetado, a taxa de crescimento do FR aumenta

consideravelmente, estabilizando-se ao longo do tempo. Pode-se observar que se obteve um

aumento do FR considerável de aproximadamente 7,95% através da injeção de CO2 no ano de

2016 ou 2020, quando comparado apenas a injeção de água. Como pode ser visto na Tabela

4-3, apesar que com a injeção de água, a maioria do óleo móvel foi produzido, a injeção de CO2

retirou um volume de óleo remanescente igual a 390.000 m³. É necessário então realizar uma

análise econômica para que avalie os custos e receitas trazidos com a injeção de CO2.

Tabela 4-3: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido

após 40 anos de produção

Tempos de injeção de água e CO2 (ano)

FR (%) p/ 40 anos Np (m³) p/ 40 anos

40 anos água 56,65 2,33 x 10 6

10 anos água -30 anos CO2 63,55 2,61 x 10 6

16 anos água – 24 anos CO2 66,10 2,72 x 10 6



Fonte: Do autor


54


Figura 4-11: Fator de recuperação para diferentes tempos de injeção de água e CO2

Fonte: Do autor

Assim como nas etapas anteriores, as curvas de FR foram se estabilizando ao decorrer

da produção. Considerando injetar CO2 em 2010, por exemplo, após o ano de 2025 o ritmo de

produção de óleo diminui notavelmente, aumentando o FR em apenas 2%, equivalente a

aproximadamente um volume de óleo adicional de 100.000 m³, ao longo de 15 anos de

produção.

A fim de avaliar a influência da injeção de CO2 na pressão média do reservatório, o

gráfico da pressão versus o tempo foi plotado para os diferentes tempos de injeção (Figura

4-12).


55


Figura 4-12: Análise Comparativa da pressão entre a injeção contínua de água e CO2 e a pressão

quando apenas água é injetada

Fonte: Do autor

Pode-se concluir que com injeção de CO2 após a injeção da água resultou em um

incremento da pressão do reservatório de quase 10.000 kPa quando comparado a apenas a

injeção de água. Apesar da pressão cair novamente, provavelmente devido à alta

compressibilidade do gás, essa alteração de pressão teve como consequência uma maior

recuperação de petróleo do reservatório, como já mostrado pela Figura 4-11.

Outro aspecto importante é verificar o volume de água produzida, pois afeta diretamente

nos aspectos técnicos e financeiros dos projetos de injeção em campos petrolíferos. A fim de

comparar o volume de produção de água, a Figura 4-13 foi plotada, mostrando volume

acumulado de água produzida para os 5 diferentes tempos de injeção apresentados nesse tópico.


56


Figura 4-13: Comparativo do volume de água produzida para os 5 modelos de injeção

Fonte: Do autor

Percebe-se que o volume de água produzida foi consideravelmente maior quando apenas

a água foi injetada no reservatório. O menor volume de água produzida ocorreu quando a

injeção de CO2 ocorreu no ano de 2010, menor que 1 milhão de metro cúbico após os 40 anos

de produção. Para a injeção no ano de 2016, que apresentou um dos melhores fatores de

recuperação, como mostrado pela Figura 4-11, o volume de água produzida foi 3 milhões de

metro cúbico a menos quando comparado com apenas a injeção de água ao longo dos 40 anos

de produção.


57


CAPÍTULO V

Conclusões e Recomendações


58


5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Neste capítulo são apresentados as conclusões mais importantes encontradas no trabalho

para o modelo estudado e algumas recomendações para trabalhos futuros.

Nos anos finais de projeto tanto com a injeção contínua de água quanto a de CO2, as

curvas de FR se estabilizaram quando altas vazões de injeção foram utilizadas. Sendo assim,

em dado momento, esses métodos não conseguiram mais retirar quantidade considerável de

óleo do reservatório;

A injeção de água por apresentar uma melhor eficiência de varrido, resultou em um

maior fator de recuperação quando comparado a injeção de CO2;

Quando o método de injeção de CO2 foi utilizado, a produção de gás ocorreu

rapidamente nesse reservatório devido a sua alta mobilidade. Consequentemente, a eficiência

de varrido foi prejudicada, reduzindo a produção final do óleo.

O aumento nas vazões de injeção de água resultaram em antecipação na produção do

óleo, mas não necessariamente em incremento na recuperação final do volume de óleo, pois o

FR final foi em torno de 56% tanto para a vazão de 350 m³std/d quanto para vazões maiores;

Em relação a injeção de CO2, à medida que as vazões de injeção foram aumentadas, o

FR também aumentou. Porém, quando dobrou a vazão de injeção de 1MM m³std/d, o aumento

do FR final foi menor que 3%. Como o aumento de vazão de injeção implica em custos com o

gás e sua compressão, é necessário uma avaliação econômica para definir qual vazão resulta

em uma maior receita para a empresa;

O melhor resultado obtido foi a implementação de injeção contínua de água seguida pela

de CO2, pois retardou a depletação do reservatório. A injeção de água até o ano de 2016 e após

a injeção de CO2 até o ano de 2040, apresentou um maior FR, chegando a quase 65%, e menores

custos com água produzida, cerca de 3 milhões de metro cúbico quando comparado com apenas

a injeção de água.

Recomendações


59


Analisar a influência do intervalo de completação dos poços;

Analisar a recuperação de óleo com a injeção de CO2 seguida pela de água;

Complementar esse estudo com a avaliação econômica;

Exploração dos custos relacionados à injeção contínua de água e CO2 em ambientes

offshore;

Analisar a influência do método WAG-CO2 (Water-Alterning-Gas) para esse

reservatório;


60


6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO OU … · 2.1 Métodos de Recuperação de...

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