Bernardo Hermes Novembro 2017 NATAL, RN - monografias.ufrn.br · economia brasileira, o petróleo...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ANÁLISE DE INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E CO2 (WAG-CO2)

EM RESERVATÓRIOS SEMELHANTES AOS DO PRÉ-SAL

BRASILEIRO

Bernardo Hermes

Novembro 2017

NATAL, RN

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

ii Bernardo Hermes

Bernardo Hermes

ANÁLISE DE INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E CO2 (WAG-CO2) EM

RESERVATÓRIOS SEMELHANTES AOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO

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 (a): Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Co-orientador (a): Ph.D. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Novembro 2017

NATAL, RN


iii Bernardo Hermes


iv Bernardo Hermes

HERMES, Bernardo. Análise de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG-CO2) em

reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro. 2017.2 f. TCC (Graduação) - Curso de

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

Palavras-Chaves: Reservatório, simulação numérica, injeção de CO2, injeção de água, pré-

sal brasileiro, injeção alternada de água e gás (WAG).

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

RESUMO

___________________________________________________________________________

A injeção alternada de água e dióxido de carbono (WAG-CO2), método de

recuperação avançado de óleo, utiliza da injeção de água e gás, normalmente miscível para

proporcionar um aumento na produção e no fator de recuperação do óleo. Com a descoberta

dos reservatórios na camada pré-sal brasileira, reservas com grandes volumes de óleo leve

(entre 28° a 30° API), com alto volume de gás e contendo alto teor de CO2 (8 - 12%), este gás

ganhou destaque. Trata-se de um desafio quanto à produção sustentável, tendo em vista que se

trata de um gás de efeito estufa. A presente pesquisa teve como objetivo analisar o método

WAG-CO2 em comparação com a injeção de água e a injeção de CO2 miscível. A simulação

para diferentes modelos foi feita através do GEM (Generalized Equation-of-State Model

Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), na simulação

computacional, inicialmente foi feita a modelagem de um fluido leve e um reservatório com

características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, em seguida foram simulados diferentes

modelos de injeção modificando e ajustando parâmetros operacionais, tais como vazão de

injeção, quantidade de poços e ordem de injeção. Os resultados proporcionaram uma visão

ampla do comportamento deste método e sua influência sobre o fator de recuperação do óleo,

que apresentou um aumento de, aproximadamente, oitenta pontos percentuais.


v Bernardo Hermes

HERMES, Bernardo. Análise de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG-CO2) em

reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro. 2017.2 f. TCC (Graduação) - Curso de

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

Keywords: Reservoir, numerical simulation, CO2 flooding, water flooding, Brazilian Pré-sal,

alternating injection of water and gas WAG.

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

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The alternating injection of water and carbon dioxide (WAG-CO2) enhanced oil

recovery method utilizes the injection of water and gas, normally miscible to improve

production and oil recovery factor. With the discovery of reservoirs in Brazilian pre-

salt layer with large reserves of light oil volumes (between 28 and 30 ° API), a high volume

of gas and containing high CO2 content (8 - 12%), this gas has stood out. This is a challenge

for sustainable production, given that it is a greenhouse gas. This study aimed to analyze

the WAG-CO2 method compared to the injection of water and the injection of

CO2 miscible. The simulation for different models was made through the GEM

(Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) CMG

(Computer Modeling Group) in computational simulation, modeling a lighter fluid and a

reservoir with characteristics similar to Brazilian pre -salt, then different models of injection

were simulated changing and adjusting operating parameters such as flow injection, number

of wells, order of injection. The results provided a broad view of the behavior of this method

and its influence on the oil recovery factor, which showed an increase of approximately eighty

percentage points.


vi Bernardo Hermes

DEDICATÓRIA

A Deus e aos meus pais, Marli

Nunes e Claudinei Hermes.

Sou imensamente grato.


vii Bernardo Hermes

AGRADECIMENTOS

Acima de tudo a Jesus, pois somente por obra Dele concluí mais uma etapa da minha

trajetória. Todos os aplausos são para ti, ó Deus.

À toda a minha família, principalmente aos meus pais, Marli Nunes e Claudinei

Hermes e ao meu irmão, Guilherme Hermes, por todo o apoio, carinho e incentivo.

À minha amiga Luana Dias, por todo carinho e companheirismo, e por sempre

acreditar em mim.

A todos os meus amigos do curso, que sempre estiveram prontos a estender a mão.

Sinto-me honrado por ter feito parte desta turma.

Aos meus amigos da Igreja Emanuel de Macaíba, que muito me apoiaram nesta fase

final.

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

conhecimento passado, em especial ao meu orientador Dr. Tarcilio Viana, à minha co-

orientadora Dr. Jennys Lourdes e ao professor Dr. Edney Rafael.

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.

À CMG, pelo software concedido.

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

obrigado.


viii Bernardo Hermes

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO....................................................................................................................2

2. ASPECTOS TEÓRICOS.....................................................................................................6

2.1 Reservatórios do Pré-sal brasileiro.................................................................................6

2.2 Métodos de Recuperação de Petróleo............................................................................7

2.2.1 Métodos Convencionais.........................................................................................9

2.2.1.1 Injeção de Água.....................................................................................9

2.2.2 Métodos Especiais...............................................................................................11

2.2.2.1 Injeção miscível de CO2........................................................................12

2.2.2.2 Injeção Alternada de água e CO2 (WAG-CO2)....................................13

3. MATERIAS E MÉTODOS................................................................................................18

3.1 Simulação Numérica.....................................................................................................18

3.2 Ferramentas Computacionais........................................................................................18

3.3 Modelagem do Fluido...................................................................................................20

3.3.1 Composição.........................................................................................................20

3.3.2 Viscosidade do Fluido.........................................................................................22

3.3.3 Diagrama de Fases..............................................................................................24

3.4 Modelagem do Reservatório.........................................................................................25

3.4.1 Características da rocha reservatório....................................................................28

3.4.2 Condições operacionais do reservatório..............................................................29

3.5 Metodologia para realização do trabalho......................................................................30

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES......................................................................................32

4.1 Recuperação primária..................................................................................................32

4.2 Análise da injeção de água..........................................................................................33

4.3 Análise da injeção de gás CO2 miscível......................................................................37


ix Bernardo Hermes

4.4 Análise da injeção alternada de água e CO2 miscível (WAG-CO2)...........................39

4.4.1 Estudo da ordem de injeção dos fluidos....................................................................40

4.4.2 Análise de diferentes vazões de injeção de CO2......................................................41

4.4.3 Análise de diferentes vazões de injeção de água...................................................42

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES............................................................................45

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................................................48


x Bernardo Hermes

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Profundidade típica alcançada por um poço no pré-sal..........................................2

Figura 2.1: Profundidade típica de um poço no pré-sal...........................................................7

Figura 2.2: Diagrama dos Métodos de Recuperação Suplementar...........................................8

Figura 2.3: Esquema de Injeção de Água................................................................................10

Figura 2.4: (A) Escoamento com a presença de viscous fingering; (B) escoamento com

deslocamento............................................................................................................................11

Figura 2.5: Classificação dos métodos especiais de recuperação de óleo (EOR)...................13

Figura 2.6: Esquema de injeção de CO2...................................................................................................15

Figura 3.1: Ajuste de viscosidade............................................................................................22

Figura 3.2: Ajuste da densidade do fluido................................................................................23

Figura 3.3: Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação............24

Figura 3.4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado...........................25

Figura 3.5 Malha nine-spot normal...........................................................................................26

Figura 3.6 Modelagem 3D do reservatório (1 malha)...............................................................27

Figura 3.7 Modelagem 3D do reservatório (4 malhas).............................................................28

Figura 4.1 Fator de recuperação primária.................................................................................33

Figura 4.2 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (1 malha)...........................34

Figura 4.3 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (4 malhas).........................35

Figura 4.4 Vazão de Injeção total de Água no reservatório.....................................................37

Figura 4.5: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de gás..............38

Figura 4.6 Comparativo dos três métodos de recuperação suplementar.................................40

Figura 4.7 Comparativo do WAG para diferentes ordens de injeção.....................................41

Figura 4.8 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de CO2.......................42

Figura 4.9 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de água......................43


xi Bernardo Hermes

LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 Composição do fluido do reservatório no experimento PVT..................................21

Tabela 3.2 - Agrupamento do fluido em pseudocomponentes..................................................21

Tabela 3.3 - Características do modelo físico do reservatório..................................................26

Tabela 3.4 - Características da rocha reservatório....................................................................28

Tabela 3.5 - Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas..............................29


xii Bernardo Hermes

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível

API American Petroleum Institute

CO2 Dióxido de Carbono

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

EOR Enchanced Oil Recovery

FR Fator de Recuperação

WAG Water Alternating Gas

GEM Generalized Equations-of-state Model Compositional Reservoir Simulator


1 Bernardo Hermes

CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO


2 Bernardo Hermes

1 INTRODUÇÃO

Principal fonte de energia não renovável do Brasil e de grande importância para a

economia brasileira, o petróleo é explorado ao longo do território nacional em campos

terrestres e marítimos, incluindo no fundo do oceano, abaixo de uma camada de pré-sal, onde

grandes volumes de óleo leve foram encontrados.

A camada pré-sal está localizada sob as camadas pós-sal e sal, como está ilustrado na

FIGURA 1.1, e pode chegar a mais de sete mil metros abaixo da superfície do mar. O petróleo

encontrado nessa área engloba três bacias sedimentares (Santos, Campos e Espírito Santo), e a

capacidade estimada da reserva pode proporcionar ao Brasil a condição de exportador de

petróleo. A Petrobras apresenta um volume expressivo produzido por poço no pré-sal

da Bacia de Santos, em torno de 25 mil barris por dia, o que está muito acima da média da

indústria. (PETROBRAS, 2017)

Figura 1.1 Profundidade típica alcançada por um poço no pré-sal.

Fonte: PETROBRAS, 2017

http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/bacias/bacia-de-santos.htm


3 Bernardo Hermes

A província pré-sal, um polígono com cerca de 800 km de extensão por 200 km de

largura, no litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, representa o principal

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

As descobertas nestas regiões estão entre as mais importantes em todo o mundo na última

década. Tendo em vista as grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com

alto valor comercial (PETROBRAS, 2017).

Este óleo apresenta uma densidade em torno de 28° API, baixa acidez e baixo teor de

enxofre. Apresenta uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim, uma solução pioneira

para o destino desse gás vem sendo a recuperação avançada. Neste contexto, metodologias

alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, como a injeção alternada de água e

CO2 (WAG-CO2), método este que vem se destacando na produção de óleo do pré-sal

brasileiro.

Isto ocorre por consequência dos grandes volumes de gás carbônico (CO2)

presentes no óleo produzido na camada do pré-sal, cujo teor está na faixa de 8 a 12%,

tornando necessário o estudo da melhor estratégia de separação e utilização deste gás,

sabendo da necessidade da produção sustentável. (BELTRÃO et al., 2009)

A exploração desta grande reserva impõe desafios econômicos, científicos e

ambientais. Pode-se citar a caracterização interna do reservatório, o emprego de materiais

resistentes ao dióxido de carbono, a construção de poços de grande extensão, a utilização de

linhas de alta pressão para injeção de gás, a distância da costa em torno de 300 quilômetros,

dentre outros (LIMA, 2008).

O método de recuperação avançada com injeção alternada WAG-CO2 utiliza da

injeção de água e gás, gás esse normalmente miscível que vai entrar em contato com o banco

de óleo. Além da boa perspectiva de aumento do fator de recuperação de petróleo desses

reservatórios, este processo está alinhado com as ações de mitigação do efeito estufa por


4 Bernardo Hermes

emissões de CO2. Pode-se resumir a definição deste método como sendo a combinação de

duas técnicas tradicionais de recuperação avançada: injeção de água e injeção de gás.

Ferramenta muito utilizada na indústria petrolífera para o estudo e previsão do

comportamento dos fluidos no reservatório, a simulação numérica de reservatório foi utilizada

para desenvolver este projeto. Utiliza-se o simulador GEM, que foi criado pela empresa CMG

(Computer Modeling Group). Desta forma é possível a análise de aspectos do método de

recuperação do óleo através da injeção alternada de CO2 e água.

O presente trabalho tem como objetivo descrever e analisar o método de recuperação

de petróleo WAG-CO2 em um modelo de reservatório com características semelhantes aos

reservatórios da camada pré-sal brasileira, ressaltando os parâmetros de maior influência no

processo.

Esse trabalho é composto por cinco capítulos. O capítulo I apresenta uma introdução

geral sobre o assunto tratado. O capítulo II apresenta os aspectos teóricos que auxiliam na

compreensão geral do assunto abordado. O capítulo III apresenta a metodologia do trabalho,

retrata toda a modelagem de fluido e reservatório com características do pré-sal. O capítulo IV

apresenta os diferentes resultados e discussões obtidos. Por fim, o capítulo V apresenta

conclusões e recomendações.


5 Bernardo Hermes

CAPÍTULO II – ASPECTOS TEÓRICOS


6 Bernardo Hermes

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo são apresentados alguns conceitos que ajudam a compreender o

processo de injeção alternada de água e gás, tendo aqui como gás de injeção o CO2,

abrangendo as teorias utilizadas para o desenvolvimento deste trabalho. Apresentam-se

explanações acerca do pré-sal e dos métodos de recuperação suplementar, incluindo os

critérios utilizados para a escolha do método utilizado.

2.1 Reservatórios do Pré-sal brasileiro

O petróleo pode variar em composição química, fazendo com que seja necessário

maior ou menor investimento em refino para transformá-lo em produtos derivados. A

composição química do petróleo é uma combinação complexa de hidrocarbonetos (carbono e

hidrogênio), podendo conter também quantidades pequenas de nitrogênio, oxigênio,

compostos de enxofre e íons metálicos. (ANP, 2017)

Os reservatórios do pré-sal brasileiro 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.

As descobertas dessas reservas estão entre as mais importantes na última década. A

província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo, de qualidade e com alto valor

comercial. O que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de

energia mundial. A média diária de produção de óleo passou de aproximadamente 41 mil

barris por dia, em 2010, para o patamar de 1 milhão de barris por dia em meados de 2016.

(PETROBRAS, 2016)

A FIGURA 2.1 trata-se de uma ilustração que condiz com a definição dada pela

Petrobras, em uma publicação na data de 8 de agosto de 2007, onde descreve as rochas do

pré-sal como reservatórios situados sob extensa camada de sal que se estende na região


7 Bernardo Hermes

marítima 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).

Figura 2.1: Profundidade típica de um poço no pré-sal

Fonte: Wikigeo, 2012

2.2 Métodos de recuperação suplementar

No processo de produção do petróleo há dissipação da energia primária, energia inicial

decorrente da natureza do fluido e seu volume e das condições de pressão e temperatura no

reservatório. A queda desta energia ocorre devido à descompressão dos fluidos do

reservatório e também pelas resistências encontradas pelos mesmos fluírem em direção aos

poços produtores. Este fenômeno acarreta no decréscimo da pressão do reservatório durante a

sua vida produtiva e consequente redução da produtividade dos poços. (ROSA; CARVALHO;

XAVIER, 2011).


8 Bernardo Hermes

Para evitar esta queda na produtividade, temos duas linhas de ações. Podemos

suplementar com energia secundária, como injeção de água ou gás imiscível, ou reduzir as

resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos especiais, como a injeção de vapor

ou gás miscível.

Os métodos de recuperação de petróleo são divididos em:

• Métodos convencionais de recuperação de óleo, os quais geram acréscimo da energia

natural por meio de injeção de água ou injeção imiscível de gás para a produção;

• Métodos especiais de recuperação de óleo, que utilizam da aplicação de processos

especiais como injeção de químicos, térmicos, gases miscíveis e outros.

A FIGURA 2.2 apresenta a divisão dos métodos de recuperação do petróleo, como foi

explicado anteriormente.

Figura 2.2: Diagrama dos Métodos de Recuperação Suplementar

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


9 Bernardo Hermes

2.2.1 Métodos Convencionais

Na injeção de fluido no reservatório com a única finalidade de deslocar o óleo para

fora dos poros da rocha, com um comportamento unicamente mecânico, tem-se um processo

classificado como método convencional de recuperação. Neste método não há interação

química ou termodinâmica entre os fluidos do reservatório. (THOMAS, 2004).

Outro propósito dos métodos de recuperação secundária é a aceleração da produção,

tendo em vista que esse fator antecipa o fluxo de caixa esperado por um projeto, gerando

redução de custos operacionais. Porém com a aplicação desses métodos, uma grande parcela

de óleo residual fica retida em consequência do efeito da capilaridade.

2.2.1.1 Injeção de Água

A injeção de água visa obtenção de um maior fator de recuperação, suprindo a queda

de pressão que o reservatório sofre pela exaustão natural da energia primária. Trata-se do

método mais utilizado na indústria petrolífera, devido ao seu baixo custo econômico quando

comparado com os demais métodos, sua boa recuperação nos primeiros anos de injeção e sua

eficiência de varrido vertical, principalmente quando comparado com a injeção de gases

miscíveis. (CRAIG,1993).

Em geral os projetos de injeção de água são compostos de 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, de sistema de tratamento de água

de injeção, de sistema de injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas,

linhas, e poços de injeção e de sistema de tratamento e descarte de água produzida. Todavia,

algumas dessas partes podem ser descartadas em determinados casos. (THOMAS, 2001).


10 Bernardo Hermes

A água a ser utilizada na injeção do reservatório pode ter origem subterrânea, na

superfície (rios e lagos), no mar, ou no próprio reservatório (água produzida). A água, antes

de ser utilizada no processo de injeção, deve passar por um tratamento que a torne adequada

ao reservatório, suas características e os fluidos nele existentes.

O processo de injeção de água (fluido deslocante) eleva a saturação nas regiões do

poço injetor, desta forma um banco de óleo (fluido deslocado) a frente de água injetada é

formado, como ilustrado na FIGURA 2.3. Entre a zona lavada e este banco de óleo tem-se a

zona de frente de avanço, onde a saturação de água cai bruscamente. Quando o banco de óleo

chega ao poço produtor verifica-se grande aumento da produção de óleo. (ROSA;

CARVALHO; XAVIER, 2011).

Figura 2.3: Esquema de Injeção de Água

Fonte: Santana, 2008


11 Bernardo Hermes

Contudo, é importante ressaltar que devido à razão de mobilidade entre o óleo e a água

podem ser formados caminhos preferenciais chamados viscous fingering, ilustrado na

FIGURA 2.4, resultando na diminuição da área varrida do reservatório. A formação de frentes

não uniformes no reservatório ocorre em detrimento da heterogeneidade do deste e da razão

de mobilidade entre os fluidos. (Matte A. C., 2011)

Logo, em determinados casos a injeção é inviável, como, por exemplo, ao apresentar

produção de água 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.

Figura 2.4: (A) Escoamento com a presença de viscous fingering;

(B) escoamento com deslocamento.

Fonte: Azevedo, 2011

2.2.2 Métodos Especiais de Recuperação

As baixas recuperações de óleo através dos métodos de recuperação tradicionais

podem se dar em função de alta viscosidade do óleo do reservatório e/ou elevadas tensões

interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. Com isso conclui-se que há necessidade da

utilização de métodos especiais em determinados casos. (THOMAS, 2004).


12 Bernardo Hermes

Estes métodos atuam com maior ênfase na natureza do fluido do reservatório, com o

intuito de alterar propriedades dos fluidos e melhorar a interação fluido-rocha do reservatório.

Logo, estes métodos são empregados com o intuito de atuar em determinados parâmetros,

onde os métodos convencionais, normalmente, falham. Dessa forma, há uma melhora na

produção de óleo, antes não recuperados com os métodos convencionais.

Para realizar a escolha do método especial de recuperação adequado para ser aplicado

em um determinado reservatório, o engenheiro de petróleo deve analisar as características do

reservatório, os fluidos nele contidos, os mecanismos de produção e verificar os motivos que

acarretaram ou acarretariam numa baixa produção através de métodos convencionais.

2.2.2.1 Injeção Miscível de CO2

Quando tratamos de baixa eficiência de deslocamento, onde o fluido injetado não é

suficiente para extrair o óleo das rochas por causa das elevadas tensões superficiais, é

indicado a utilização de métodos miscíveis. (THOMAS, 2004)

O dióxido de carbono, CO2, é uma substância simples com forte atração pelo óleo,

dissolvendo-se bem no mesmo (em condições adequadas). A região do pré-sal é rica em CO2

dissolvido no óleo, o que viabiliza o uso deste gás na reinjeção nos poços dessa região. Além

disso, este gás precisa ser processado para que a produção seja sustentável, tendo em vista que

não pode ser descartado na atmosfera em detrimento de diversas questões ambientais.

Na FIGURA 2.5 podemos verificar a injeção de CO2 formando o banco de gás no

poço injetor, em seguida a zona miscível entre os fluidos e por fim o banco de óleo sendo

deslocado ao poço produtor.


13 Bernardo Hermes

Figura 2.5: Esquema de injeção de CO2

Fonte: DINIZ, 2015, p.32

A injeção de CO2 apresenta características que comprovam a sua eficácia. Como a

redução da viscosidade do óleo, alta solubilidade com a água, expansão do óleo e redução da

tensão interfacial. A injeção de CO2 pode ser miscível ou imiscível. No caso da injeção

miscível, a solução formada no reservatório apresenta uma única fase, e com uma pressão

acima da pressão mínima de miscibilidade (PMM) (NASIR; AMIRUDDIN, SPE

INTERNATIONAL, 2008).

Entretanto, para a utilização do dióxido de carbono requer-se a utilização de ligas

especiais (como aço carbono) e proteção para as instalações, tendo em vista que o CO2 gera

problemas de corrosão.

2.2.2.2 Injeção Alternada de água e CO2 (WAG-CO2)

A primeira aplicação em campo do WAG é atribuída ao campo de “North Pembina”,

em Alberta, Canadá, realizado em 1957 pela Mobil. (Van Poollen, H. K, 1980)


14 Bernardo Hermes

Posteriormente o método passou a ser utilizado em dezenas de projetos,

principalmente nos Estados Unidos. Vindo a ser uma alternativa atrativa para os campos do

Pré-sal brasileiro, tendo em vista o grande volume de CO2 nos reservatórios e as condições

deste. Os gases mais usados na injeção WAG são CO2 e hidrocarboneto (C1-C4).

(Christensen et al., 2001).

Este método de recuperação avançada utiliza os fluidos normalmente usados durante a

recuperação secundária: água e gás. Entretanto, apresenta vantagem na modificação das

permeabilidades relativas dos fluidos, pois introduz uma terceira fase no meio poroso, e na

maior estabilidade da frente de avanço. O fluxo simultâneo de óleo, gás e água resulta no

deslocamento de parte do óleo residual, antes imóvel. Ademais, canalizações e viscous

fingering são consideravelmente atenuadas com a aplicação de WAG. (da Rosa.; Bezerra;

Ponzio; Rocha, 2016).

Pode-se considerar o método WAG como uma junção dos processos de recuperação

secundária por injeção de água e injeção de gás. Visto que combina as melhores eficiências de

deslocamento do gás e varrido da água. Trata-se da injeção alternada de bancos de CO2 e

água. O dióxido de carbono em contato com o óleo gera um deslocamento miscível eficiente,

como apresentado na FIGURA 2.6.


15 Bernardo Hermes

Figura 2.6: Esquema de injeção alternada de água e CO2

Fonte: da Rosa et. al; Bezerra et. al; Ponzio et. al; Rocha et. al, 2016

Os tamanhos dos bancos de água e gás precisam ser otimizados. A injeção de muita

água resultará em baixa eficiência de deslocamento. Já a injeção de muito gás resultará em

baixa eficiência de varrido. As setas amarelas na figura 2.6 sugerem a formação inicial de

canalizações e viscous fingering.

Sugere que antes que a água segregue ou forme canalizações e viscous fingering deve-

se parar a injeção de água e iniciar a injeção de gás. O CO2 irá empurrar a água, criando um

fluxo trifásico na interface da frente de avanço. Da mesma forma, antes que o gás comece a

segregar e a formar canalizações e viscous fingering, deve-se interromper a injeção do gás e

retomar a injeção de água. (Campozana, F. P.; Mato, L. F, 2000)

No entanto, há restrições para este método, visto que não é recomendada sua utilização

se o reservatório tiver permeabilidade muito baixa, pois a injetividade pode ser reduzida

drasticamente pela injeção alternada. (Klins, 1984)

É importante ressaltar que uma série de precauções devem ser tomadas ao adotar-se tal

método, visto que a injeção WAG é mais exigente do que a injeção de gás ou água pura


16 Bernardo Hermes

porque o fluido de injeção deve ser alternado com frequência. Possíveis problemas

operacionais são: fadiga de colunas; danos aos equipamentos; perda de injetividade; corrosão,

formação de hidratos, dentre outros.

A utilização deste método resulta em um aumento considerável na recuperação do

óleo. Tendo em vista que métodos convencionais de gás ou de água isoladamente costumam

deixar uma quantidade de óleo residual na ordem de 20 a 50%, enquanto o WAG pode

resultar em uma eficiência de varrido de 90%. (Matte, A. C, 2011).


17 Bernardo Hermes

CAPÍTULO III – MATERIAIS E MÉTODOS


18 Bernardo Hermes

3 MATERIAS E MÉTODOS

Este capítulo descreve os materiais e os métodos utilizados na realização desse

trabalho. Apresenta as ferramentas computacionais, os parâmetros analisados, os dados de

entrada para o simulador, a modelagem do fluido e do reservatório, o qual se baseia em um

modelo com características típicas do pré-sal brasileiro.

3.1 Simulação Numérica

A simulação numérica de reservatórios é uma técnica utilizada com o intuito de gerar

uma previsão do comportamento de um reservatório de petróleo em diversos cenários de

operações distintas, logo, de grande utilidade no gerenciamento do reservatório e na definição

do método de recuperação adequado.

A aplicação da técnica WAG envolve fenômenos complexos, o que torna a previsão de

sua eficiência em campo complicada. O escoamento multifásico em meios porosos, onde óleo,

gás e água dividem o mesmo espaço, diferente dos métodos convencionais de recuperação,

apresenta alta complexidade, logo não se compreende tanto à respeito. Contudo, a simulação

numérica de reservatórios é um método bastante utilizado na indústria petrolífera. (Pegoraro,

R. T, 2012)

3.2 Ferramentas Computacionais

Para a realização desse estudo, foram utilizados diversos módulos do simulador

computacional da CMG (Computer Modelling Group Ltd.), versão 2013.10, são eles:

WinProp, Builder, GEM, Results Graph and Results 3D. Com estes módulos foi feita a

modelagem do fluido e a montagem do modelo de reservatório. A seguir, são apresentadas

informações a cerca destes módulos de simulação.


19 Bernardo Hermes

Builder: ferramenta utilizada para modelagem do reservatório, criação de poços

produtores e injetores, importação ou a criação de modelos de fluidos, introdução de

parâmetros operacionais e condições inicias, dentre outras funções. (COMPUTER

MODELLING GROUP LTD., 2014).

Winprop: ferramenta que implementa o modelo de fluido, além de modelar,

caracterizar, definir o comportamento das fases e as propriedades dos fluidos. Este

módulo utiliza equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico

para caracterização de fluidos, agrupamento de componentes, ajustes de dados de

laboratório, simulação de processos de contato múltiplo, dentre outros. (COMPUTER

MODELLING GROUP LTD., 2014).

GEM: ferramenta de grande importância para a engenharia com a função de avaliar o

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

de recuperação, desta forma, modelando reservatórios complexos. É responsável pela

realização das simulações realizadas no presente estudo. Trata-se de um simulador

baseado na equação de estado para modelar fluidos multicomponentes, logo modela

processos miscíveis e imiscíveis, tais como injeção de CO2 e hidrocarbonetos, além de

modelar todo tipo de reservatório (gás condensado ou óleo volátil), onde a composição

do fluido e suas interações são de extrema importância para entender o processo de

recuperação (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014).

Results graph e results 3D: módulos utilizados na etapa de pós-processamento, onde,

a partir de simulações na ferramenta GEM, foram gerados figuras e gráficos. Logo, foi

possível realizar análises dos fluidos produzidos, da pressão média, temperatura

média, dentre outros. (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014).


20 Bernardo Hermes

3.3 Modelagem do Fluido

Na modelagem de fluido foi utilizado o programa WINPROP, como já mencionado,

com o intuito de se obter um fluido de características semelhantes às encontradas nos

reservatórios do pré-sal brasileiro.

Tendo por objetivo resultados realistas e um fluido com comportamento semelhando

ao que temos na prática, é necessário um grande número de componentes. Entretanto, tal

quantidade de dados resulta em muitos cálculos das equações de estado, interferindo

diretamente no tempo de simulação e no seu custo final. Portanto utilizou-se o modelo

composicional, cujas características são de um óleo leve a 56 °C (132,8 °F), com um grau API

de 28,84 e pressão de saturação de 5598,65 psi.

3.3.1 Composição

A Tabela 3.1 apresenta as frações molares de todos os componentes do fluido

utilizado. Considera-se que este é um modelo de óleo leve, com um teor de CO2 de,

aproximadamente, 8.24%.

Em seguida, a Tabela 3.2, apresenta o agrupamento do modelo de fluidos em

pseudocomponentes, com uma redução dos fluidos de 24 componentes para 7

pseudocomponentes. Utilizou-se este modelo composicional para diminuir o tempo de

simulação, como já foi citado anteriormente. Além disso, os resultados são bastante

semelhantes.

Características do C20+:

Densidade do gás: 0,7010

Massa molecular C20+: 536

Massa específica (g/cm³) C20+: 0,921


21 Bernardo Hermes

Tabela 3.1-Composição do fluido do reservatório no experimento PVT

Fonte: Próprio Autor

Tabela 3.2 - Agrupamento do fluido em pseudocomponentes.



22 Bernardo Hermes

3.3.2 Viscosidade do Fluido

O escoamento do fluido no reservatório tem relação direta com a viscosidade, o que

torna este parâmetro importante para uma boa produção.

Na FIGURA 3.1 observa-se que ao haver queda na pressão do reservatório até a

pressão de saturação, aproximadamente 5.598,65 psia, a viscosidade do fluido decresce

suavemente, consequência dos gases dissolvidos presentes no óleo in place. Verifica-se queda

lenta e contínua da pressão do reservatório até atingir a pressão atmosférica, com isso 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 2.200 psia.

Figura 3.1: Ajuste de viscosidade



23 Bernardo Hermes

No processo de modelagem de fluido também foram realizados correções e ajustes

para densidade do óleo, conforme a FIGURA 3.2.

Figura 3.2: Ajuste da densidade do fluido



24 Bernardo Hermes

E ajustes para o fator volume de formação e para a razão de solubilidade, conforme a

FIGURA 3.3.

Figura 3.3: Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação

Fonte: Próprio autor

3.3.3 Diagrama de Fases

O diagrama de fases representa o comportamento de uma mistura, com delimitações

da curva dos pontos de bolha e da curva dos pontos de orvalho. A FIGURA 3.4 mostra o

envelope de fases dos fluidos, realizando uma comparação deste para pseudocomponentes

agrupados e componentes não agrupados. Observa-se a semelhança dos dois casos. Dessa

forma, o agrupamento realizado foi eficiente.


25 Bernardo Hermes

Figura 3.4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado.


3.4 Modelagem do Reservatório

Após a construção do modelo de fluido, construiu-se o modelo físico do reservatório,

inserindo-se as características do reservatório, como as dimensões, permeabilidade,

porosidade, saturação dos fluidos, propriedades da rocha. E foi considerado um reservatório

homogêneo, regular e simétrico. Algumas características do modelo físico encontram-se na

Tabela 3.3.


26 Bernardo Hermes

Tabela 3.3 - Características do modelo físico do reservatório

Características Valores

Total de blocos 9610

Número de blocos da direção i 31

Número de blocos da direção j 31

Número de blocos da direção k 10

Tamanho dos blocos na direção i (m) 38,71

Tamanho dos blocos na direção j (m) 38,71

Tamanho dos blocos na direção k (m) 10,5

Dimensões do reservatório (m² ) 1200 x 1200

Espessura do modelo (m) 105


O esquema de malha adotado foi nine-spot, com oito poços injetores e um poço

produtor como ilustrado na FIGURA 3.5. Foram analisadas duas configurações: uma malha

nine-spot para todo o reservatório e quatro malhas nine-spot para todo o reservatório.

Figura 3.5 Malha nine-spot normal



27 Bernardo Hermes

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

malha cartesiana (direções i, j e k). A FIGURA 3.6 mostra uma visão mais ampla do modelo

de reservatório em três dimensões, com a distribuição de uma malha nine-spot em toda a área.

Figura 3.6 Modelagem 3D do reservatório (1 malha).


Já a FIGURA 3.7 mostra a mesma visão do modelo de reservatório, entretanto com as

quatro malhas nine-spot abrangendo a área do reservatório.

PR

OF

UN

DID

AD

E (m

)


28 Bernardo Hermes

Figura 3.7 Modelagem 3D do reservatório (4 malhas)


3.4.1 Características da rocha reservatório

A Tabela 3.4 apresenta as características da rocha reservatório utilizadas na simulação

do método de injeção alternada de água e CO2 miscível. Tais características são semelhantes

às encontradas nos reservatórios da província do pré-sal brasileiro.

Tabela 3.4 - Características da rocha reservatório

Características Valores/Unidades

Porosidade (ᶲ) 9%

Permeabilidade Horizontal (Kh) 120 mD

Permeabilidade Vertical (Kv) (Kv = 0,10*Kh) 12 mD

Compressibilidade da Formação @ 8910 psi 11x10-8

1/psi

Pressão de referência @ 5389m 8910 psi

Profundidade do Topo 5389 m

Espessura total do reservatório 105 m

Contato água/óleo 5910 m

Temperatura inicial do reservatório 201 °F


29 Bernardo Hermes


3.4.2 Condições operacionais do reservatório

Nesta etapa são definidas as condições operacionais do modelo base. Os principais

parâmetros utilizados nas simulações para uma malha nine-spot são mostrados na Tabela 3.5.

Tabela 3.5 - Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas

Características Valor

Pressão mínima no poço produtor (psi) (kPa) 2900,7548 (20.000)

Vazão máxima de líquidos no poço produtor (m³ std/d) 3.500

Pressão máxima nos poços injetores (psi) (kPa) 12.500 (86.184,46)

Vazões máximas no poço injetor de água (m³ std/d) 100, 200, 400, 800

Vazões máximas no poço injetor de CO2 por poço (m³std/d) 12.500, 18.750, 25.000,

31.250, 37.500, 50.000,

75.000, 100.000, 125.000.

Malha do reservatório Nine-spot normal

Pressão de saturação (psi) 5598,65

Tempo de projeto (anos) 30


Tais parâmetros foram definidos com o intuito de evitar grandes produções de gás,

também de manter a pressão máxima dos poços injetores abaixo da pressão de fratura para

evitar possíveis blowouts, que é o fluxo descontrolado de fluidos da formação para superfície,

e por fim para otimizar a produção de óleo.


30 Bernardo Hermes

3.5 Metodologia para realização do trabalho

Revisão Bibliográfica sobre o tema;

Montagem do modelo de fluido no módulo Winprop da CMG;

Desenvolvimento do modelo de reservatório no módulo Builder da CMG;

Combinação e ajustes dos modelos de fluido e reservatório;

Simulação dos arquivos no módulo GEM da CMG;

Análise para diferentes vazões de injeção de água, ajustes e definição da vazão mais

adequada;

Análise para diferentes vazões de injeção de CO2 miscível, ajustes e definição da

vazão mais adequada;

Análise para diferentes vazões no processo WAG-CO2;

Análises dos resultados, conclusões e recomendações.


31 Bernardo Hermes

CAPÍTULO IV - RESULTADOS E DISCUSSÕES


32 Bernardo Hermes

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

O presente capítulo apresenta os principais resultados obtidos na pesquisa da injeção

alternada de água e CO2 miscível, além de análises da recuperação primária e dos métodos de

injeção de água e de injeção de CO2 miscível, isoladamente. Aspectos operacionais foram

analisados e ajustados com o intuito de obter o melhor fator de recuperação de óleo.

4.1 Recuperação primária

Com o objetivo de analisar a influência da pressão de fundo de poço na produção

primária do sistema que foi estudado, fez-se uma análise onde se utilizou apenas um poço

produtor, sem qualquer injeção no reservatório. Em relação à completação, a mesma foi

realizada em toda a região da zona de óleo.

Na FIGURA 4.1 tem-se o fator de recuperação primário do óleo, como esperado para

um reservatório com características semelhantes ao do pré-sal, com um baixo fator de

recuperação do óleo.


33 Bernardo Hermes

Figura 4.1 Fator de recuperação primária


As elevadas dimensões do reservatório e a despressurização com a produção do

mesmo resultaram em um baixo fator de recuperação do óleo em torno de 11%, o qual se

manteve constante no decorrer dos trinta anos de simulação de produção. Logo, é notória a

necessidade da utilização de um método de recuperação suplementar para o aumento da

produção.

4.2 Análise da injeção de água

Realizou-se uma análise isolada do método de injeção de água para diferentes vazões

de injeção. Com o objetivo de comparar este método com os demais estudados e para definir a

melhor vazão de injeção deste fluido, visando maximizar os resultados no método WAG-CO2.


34 Bernardo Hermes

A FIGURA 4.2 mostra o fator de recuperação para diferentes vazões de injeção de

água em um período de 30 anos, para um sistema de apenas uma malha nine-spot. Pode-se

verificar que, aproximadamente, em 2004 com a injeção de 400 m³, por poço, em diante

apresentam uma tendência de estabilidade no crescimento do fator recuperável, já para cotas

inferiores essa estabilidade ocorre em um tempo mais tardio.

Figura 4.2 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (1 malha)


Constatou-se também um aumento em torno de 40 pontos percentuais no fator de

recuperação do óleo com a injeção de água (FR 53-57%) em comparação à recuperação

primária (10%). Além disso, pode-se perceber que o aumento da vazão de injeção por poço de

400m³/dia para 800 m³/dia não resultou em um maior fator de recuperação, tendo em vista

possíveis problemas de injetividade que serão discutidos mais adiante.


35 Bernardo Hermes

A FIGURA 4.3 mostra o fator de recuperação para diferentes vazões de injeção de

água em um período de 30 anos para um sistema de quatro malhas nine-spot. Pode-se

verificar um aumento no fator de recuperação, que varia de 50% a 57%, conforme se aumenta

a vazão de injeção de água, resultando em um aumento de 40 à 45 pontos percentuais no fator

de recuperação do óleo quando comparado à recuperação primária cujo FR equivale a 10%.

Figura 4.3 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (4 malhas)


As vazões de injeção apresentadas nas legendas das figuras indicam as vazões de

injeção por poço, logo as vazões de injeção total para uma malha e para quatro malhas no

reservatório são as mesmas.


36 Bernardo Hermes

O maior fator de recuperação encontrado na análise da figura 4.2 foi aproximadamente

57%, bastante similar ao da FIGURA 4.3. Logo, é possível concluir que o sistema com quatro

malhas (21 injetores e 4 produtores) não obteve um fator de recuperação do óleo

consideravelmente superior (a mesma análise foi feita para injeção de gás), tornando assim o

sistema de apenas uma malha nine-spot (1 produtor e 8 injetores) mais adequado ao projeto,

tendo em vista que o sistema com quatro malhas apresenta um custo mais elevado. A partir

daqui todos os gráficos e análises foram feitas sobre a configuração de uma malha nine-spot.

Como consequência da perda de injetividade há diminuição na eficiência operacional

da injeção de água, o que diminui a vazão de injeção no reservatório inviabilizando a

manutenção da pressão média do reservatório. Logo, ocorre redução das vazões de produção

de óleo, do fator de recuperação final do campo e do lucro da operação. (Costa, 2008)

Na FIGURA 4.2 constatou-se uma queda no fator de recuperação do óleo para a

injeção de 800 m³/dia de água por poço quando comparado ao fator de recuperação do óleo

para a injeção de 400 m³/dia de água, o que aponta um possível problema de injetividade

confirmado na Figura 4.4 a seguir, que apresenta o gráfico da Vazão de Injeção total de Água

no reservatório.


37 Bernardo Hermes

Figura 4.4 Vazão de Injeção total de Água no reservatório


Portanto, conclui-se que a vazão de injeção por poço mais adequada é a de 400 m³/ dia

de água, por poço.

4.3 Análise da injeção de gás CO2 miscível

Semelhantemente à injeção de água, analisou-se isoladamente a injeção de CO2

miscível no reservatório, observando-se o fator de recuperação ao longo do tempo. Os

volumes de gás injetados são maiores, pois este fluido apresenta alta compressibilidade. A

FIGURA 4.5 apresenta as curvas obtidas.


38 Bernardo Hermes

Figura 4.5: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de gás

Fonte: Prório Autor

Os valores de injeção de gás (STG) apresentados na legenda correspondem à injeção

por poço.

Com a utilização da injeção de CO2, observa-se maior fator de recuperação (FR em

torno de 95%) quando comparado à injeção de água (FR em torno de 57%), consequência das

condições de miscibilidade, onde o óleo se mistura com o gás favorecendo a recuperação.

Além disso, a pressão de injeção é maior que a pressão mínima de miscibilidade, resultando

no inchamento do óleo, reduzindo assim a viscosidade deste e aumentando a produção.


39 Bernardo Hermes

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

proporcionalmente o fator de recuperação, logo se conclui que a vazão de injeção de 100.000

m³/dia de gás por poço (800.000 m³/dia no reservatório) é a mais adequada, apresentando o

maior fator de recuperação de óleo.

4.4 Análise da injeção alternada de água e CO2 miscível (WAG-CO2)

Após as análises isoladas dos métodos de injeção de água e de injeção de CO2

miscível, optou-se utilizar a vazão 400 m³/dia de água (por poço), e a vazão de 100.000 m³/dia

de gás (por poço) e a alternância na injeção a cada dois anos, por questões operacionais,

conforme sugerido no estudo de ciclos de injeção por Parafita, 2014.

O método WAG apresenta boa eficiência de varredura, em função da injeção de água,

fluido de baixa compressibilidade que resulta na manutenção da pressão do reservatório, além

da injeção de CO2, que reduz as forças capilares e interfaciais.

Na figura 4.6, observa-se que os diferentes métodos de recuperação suplementar

alcançaram maior fator de recuperação em diferentes momentos, no decorrer dos 30 anos de

produção. Nos primeiros cinco a seis anos de produção, o método de injeção de água

apresentou um maior fator de recuperação de óleo, porém nos dez anos seguintes o método

WAG apresentou maior fator de recuperação e por fim, a injeção de gás manteve um fator de

recuperação de óleo superior nos últimos dez anos de produção.


40 Bernardo Hermes

Figura 4.6 Comparativo dos três métodos de recuperação suplementar


4.4.1 Estudo da ordem de injeção dos fluidos

Para este trabalho a escolha realizada foi de que o primeiro fluido a ser injetado deve

ser o dióxido de carbono, que possui forte atração pelo óleo, se dissolvendo bem no mesmo,

causando o inchamento e a vaporização, facilitando o deslocamento do fluido.


41 Bernardo Hermes

Figura 4.7 Comparativo do WAG para diferentes ordens de injeção


No estudo realizado, a injeção inicial de CO2 apresentou maior fator de recuperação a

partir do sétimo ano de produção (cerca de cinco pontos percentuais), conforme FIGURA 4.7.

4.4.2 Análise de diferentes vazões de injeção de CO2

A partir daqui todas as análises foram feitas iniciando com a injeção de CO2. Para um

valor fixo de vazão de injeção de água (400 m³/dia por poço), foram analisados quatro

diferentes vazões de injeção de gás. Conforme a FIGURA 4.8, a qual apresenta um aumento

no fator de recuperação do óleo conforme a vazão de injeção de CO2 aumenta.


42 Bernardo Hermes

Figura 4.8 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de CO2


Com base na FIGURA 4.8, verifica-se que o crescimento do fator de recuperação do

óleo é elevado no início da injeção, porém esse aumento é consideravelmente reduzido com o

decorrer do tempo. Após o décimo ano de produção, a vazão de produção tendeu à

estabilidade. Por fim, o fator de recuperação do óleo no trigésimo ano esteve entre 83% e

91%.

4.4.3 Análise de diferentes vazões de injeção de água

Para um valor fixo de vazão de injeção de CO2 (100.000 m³/dia por poço), foram

analisados quatro diferentes vazões de injeção de água.


43 Bernardo Hermes

Figura 4.9 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de água


Conforme a FIGURA 4.9, o método apresenta um aumento no fator de recuperação do

óleo conforme a vazão de injeção de água aumenta nos primeiros quinze anos de produção,

porém este comportamento muda e a injeção de 200 m³/dia de água apresenta o maior fator de

recuperação de óleo nos últimos quinze anos de produção (cerca de 95% de recuperação do

óleo). O que pode ser explicado pela possível formação de canalizações e viscous fingering

para as vazões de 400 e 600 m³/dia.


44 Bernardo Hermes

CAPÍTULO V – CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES


45 Bernardo Hermes

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Tanto a injeção contínua de água quanto a de CO2, tiveram as curvas de fator de

recuperação do óleo se estabilizando na fase final da produção, quando se utilizou altas

vazões de injeção. Desta forma, a partir de certo momento estes métodos não tiveram

eficiência para retirar quantidades consideráveis de óleo do reservatório.

Foi possível verificar, na análise da injeção alternada de água e CO2 (WAG- CO2), um

incremento no fator de recuperação de óleo em relação à injeção contínua de água. Foi

uma análise baseada em um período de 30 anos de projeto, onde de dois em dois anos era

alternada a injeção de água e a injeção de CO2, com o intuito de analisar o comportamento

do fator de recuperação de óleo desse reservatório.

O método WAG apresentou menor eficiência quando comparado à injeção contínua de

CO2, o que se pode justificar pela ação da água, que interferiu no processo com sua

característica de imiscibilidade, além de haver a possibilidade de ter tomado caminhos

preferenciais, resultando na diminuição da eficiência de varrido.

Conclui-se também quanto à injeção de CO2, tanto contínua, quanto no método WAG,

que o fator de recuperação do óleo aumentou com o aumento das vazões de injeção.

Todavia, é importante ressaltar que o aumento na vazão de injeção deste gás implica em

aumento de custos. Logo, uma avaliação econômica é de suma importância para definir

qual vazão de injeção resultaria em uma maior receita para a empresa atuante em questão.

A simulação numérica de reservatório mostrou-se uma ferramenta extremamente útil e

importante na realização deste estudo, por permitir a análise e previsão do comportamento

dos fluidos no reservatório com características do pré-sal brasileiro, gerando condições

adequadas para a escolha dos melhores parâmetros operacionais e de reservatório.

Resultando na otimização dos resultados.


46 Bernardo Hermes

Recomendações para trabalhos futuros:

Realizar o estudo do reservatório em zona de água;

Realizar o estudo para diferentes configurações de malhas e quantidade de poços;

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

Complementar esse estudo com a avaliação econômica;

Estudo da viabilidade técnico-logística da implementação do método nos reservatórios do

pré-sal brasileiro, considerando a reinjeção do CO2 produzido;


47 Bernardo Hermes

CAPÍTULO VI REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS


48 Bernardo Hermes

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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30 Out. 2017

Bernardo Hermes Novembro 2017 NATAL, RN - monografias.ufrn.br · economia brasileira, o petróleo...

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