MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM … DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO FRANCYANE ROZESTOLATO...

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE – UFF

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ESTUDO DO EFEITO DO TEOR DE CO2 INJETADO SOBRE O FATOR DE

RECUPERAÇÃO DE RESERVATÓRIO SINTÉTICO SUBMETIDO AO PROCESSO

DE RECUPERAÇÃO ESPECIAL WAG-CO 2

MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

FRANCYANE ROZESTOLATO BASILE

Niterói

2011

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE – UFF

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

FRANCYANE ROZESTOLATO BASILE

ESTUDO DO EFEITO DO TEOR DE CO2 INJETADO SOBRE O FATOR DE

RECUPERAÇÃO DE RESERVATÓRIO SINTÉTICO SUBMETIDO AO PROCESSO

DE RECUPERAÇÃO ESPECIAL WAG-CO 2

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Arturo Rodrigo Ferreira Pardo

Luis Glauber Rodrigues

NITERÓI, RJ - BRASIL

JUNHO DE 2011

iii

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus, pela saúde, força, sabedoria, pelas oportunidades que me foram dadas.

Pelas pessoas que me apoiaram ao longo dessa trajetória de graduação, sem deixar que eu desanimasse e me dando todo o suporte necessário.

Ao meu Paizão Hélio, pela confiança, incentivo, amizade, por me ensinar a amar a vida, e por estar sempre ao meu lado, mesmo que distante.

A minha Tia Neide a ao meu Tio Elso por confiarem em mim e por me darem oportunidade quando precisei. Sou muito grata por tudo que fizeram por mim, jamais esquecerei!

A minha Mãe, Edilaine, pelas orações, das quais eu precisei muito.

Ao meu sobrinho, Caique, por compreender minha ausência em todas as suas festinhas de escola e aniversários.

Ao meu irmão Vinicius pelo incentivo e momentos divertidos.

A todos os meus familiares pelo carinho e por compreender minha ausência nos eventos da família.

A Betina, Marcio, Mauricio e Sara grandes amigos que conquistei na faculdade, muito obrigada pelos inúmeros dias de estudo juntos e por todo apoio durante a graduação, espero que essa amizade só se fortaleça de agora para frente.

A minha irmã de coração, Adriana, por me ouvir sempre, pelos conselhos e puxões de orelha, você é muito especial.

Ao meu namorado Klauko, obrigada por trazer ao valor presente, confiança, incentivo e sorrisos.

Aos meus orientadores Arturo e Glauber por todo conhecimento que dividiram comigo, pelo auxílio, disponibilidade de tempo e paciência, afinal, deu tempo!!!

Ao Professor Geraldo, pela amizade, apoio e pelas longas conversas, muitíssimo obrigada!!!

As meninas do 901 pela paciência, amizade e companheirismo.

Agradeço à equipe da ANP pela oportunidade que me foi dada e pelos ensinamentos.

iv

"É muito melhor arriscar coisas grandiosas,

alcançar triunfos e glórias, mesmo

expondo-se a derrota, do que formar fila

com os pobres de espírito que nem gozam

muito nem sofrem muito, porque vivem

nessa penumbra cinzenta que não

conhece vitória nem derrota."

Theodore Roosevelt

v

RESUMO

A crescente demanda energética dos combustíveis fósseis tem motivado o

desenvolvimento dos métodos de recuperação com objetivo de se obter uma produção

maior de petróleo quando comparada com a que seria obtida com a energia natural de

surgência dos reservatórios. Esses métodos são divididos em Métodos de

Recuperação Convencionais e Métodos de Recuperação Avançados (EOR) ou

Especiais.

Dentre os EOR está o WAG (Water Alternating Gas) com injeção de dióxido de

carbono (CO2), que tem sido cada vez mais estudado, devido ao alto teor de CO2 nos

reservatórios do pré-sal brasileiro e ao desenvolvimento da tecnologia do CCS (do

inglês carbon capture and storage), que é a captura e armazenamento do CO2 em

reservatórios geológicos, a fim de mitigar a emissão dos gases do efeito estufa e

controlar o aquecimento global.

Essa monografia tem o objetivo de avaliar o efeito do teor de CO2, injetado em um

reservatório sintético de petróleo, sobre o fator de recuperação obtido por meio do

Método de Recuperação Especial WAG. A análise será efetuada através do simulador

gratuito Master, que é multicomposicional e pseudomiscível. A partir dos resultados

obtidos, levando-se em consideração as limitações do simulador, é avaliada a melhor

proposta de recuperação a ser utilizada para aumentar a eficiência de recuperação do

petróleo em um reservatório sintético.

Palavras chave: WAG, CO2, Simulação de Escoamento e Fator de Recuperação

vi

ABSTRACT

The growing demand for energy from fossil fuels has prompted the development of

recovery methods in order to achieve a greater production of oil compared to that

obtained from the natural energy of reservoir. These methods are divided into

Conventional Recovery Methods and Enhanced Oil Recovery (EOR).

Among the EOR´s methods arises the WAG (Water Alternating Gas), with injection of

carbon dioxide (CO2), which has been more studied due to the high content of (CO2) in

the Brazilian pre-salt reservoirs and the development of CCS technology (carbon

capture and storage), which is the capturing and storage of CO2 in geological

reservoirs in order to mitigate the emission of greenhouse gases and control global

warming.

This monograph aims to evaluate the effect of the concentration of the injected CO2

into a reservoir of synthetic oil, on the recovery factor obtained through the recovery

WAG method. The analysis will be done through the Master´s freeware simulator,

which is multicomposicional pseudomiscíble simulator. From the results, taking into

account the limitations of the simulator, the selected best recovery proposal is

evaluated in order to increase the efficiency of oil recovery in a synthetic reservoir.

Keywords: WAG, CO2, Flow Simulation and Recovery Factor

vii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Consumo mundial de energia ...................................................................... 2

Figura 2 - Métodos de recuperação secundária ............................................................ 3

Figura 3 - Injeção de fluido aquecido .......................................................................... 11

Figura 4 - Combustão in situ ....................................................................................... 11

Figura 5 - Injeção do banco de GLP ........................................................................... 14

Figura 6 - Injeção de gás enriquecido ......................................................................... 16

Figura 7 - Injeção miscível de CO2 .............................................................................. 19

Figura 8 - Efeito da água móvel na recuperação do óleo para o deslocamento CO2 no

reservatório de petróleo bruto (múltiplo contato no processo miscível), deslocamento

terciário, testemunho molhado por água ..................................................................... 21


reservatório de petróleo bruto (múltiplo contato no processo miscível), deslocamento

terciário, testemunho molhado por óleo. ..................................................................... 21

Figura 10 - Função da água de bloqueio em estudos de simulação ............................ 23

Figura 11 - Deslocamento terciário WAG .................................................................... 24

Figura 12 - Processo terciário WAG, cálculo do escoamento fracionário de água ..... 27

Figura 13 - Comparação das taxas de produção de petróleo previsto para vários

processos de injeção de CO2 nos campos de Dollarhide ........................................... 28

Figura 14 - Cálculo do acúmulo adicional na recuperação avançada pelo tempo ....... 33

Figura 15 - Produção de CO2 por setor ....................................................................... 36

Figura 16 - Diagrama de fases do CO2 ....................................................................... 44

Figura 17 - Sistema de orientação da malha ............................................................... 50

Figura 18 - Óleo acumulado ........................................................................................ 83

Figura 19 - Razão gás/óleo ......................................................................................... 86

Figura 20 - Razão solvente/óleo para WAG-CO2 ........................................................ 87

viii

Figura 21 – Razão solvente/óleo ................................................................................ 88

Figura 22 - Produção de solvente para WAG-CO2 ...................................................... 88

Figura 23 - Produção de solvente ............................................................................... 89

ix

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Resumo da Previsão dos Resultados do Estudo do Campo de Dollarhide 30

Tabela 2 - Incremento da Recuperação de Óleo nos Campos com Injeção de CO2 ... 32

Tabela 3 - Comparação das Simulações .................................................................... 83

Tabela 4 - Fator de Recuperação ............................................................................... 85

x

LISTA DE SIGLAS

API - American Petroleum Institute

CEPGN – Centro de Estudos em Petróleo e Gás Natural

CCS – Carbon Capture and Storage

DUWAG – Denver Unit WAG

FR – Fator de Recuperação

HCPV – Volume Poroso de Hidrocarboneto

MASTER – Miscible Applied Simulation Techniques for Energy Recovery

MMC – Miscibilidade a Múltiplos Contatos

PMM – Pressão Mínima de Miscibilidade

RGO – Rate Gas/Oil

ROS – Rate Oil/Solvent

ROW – Rate Oil/Water

UNIFACS – Universidade de Salvador

VOIP – Volume de Óleo in Place

WAG – Water Alternating Gas

xi

SUMÁRIO

Capítulo I ...................................................................................................................... 1

1 Apresentação do Trabalho ......................................................................................... 2

1.1 Objetivo ............................................................................................................... 4

1.2 Justificativa .......................................................................................................... 5

1.3 Estrutura do Presente Trabalho ........................................................................... 5

Capítulo II ..................................................................................................................... 7

2 Métodos de Recuperação .......................................................................................... 8

2.1 Introdução ........................................................................................................... 8

2.2 Métodos de Recuperação Avançado (EOR) ........................................................ 9

2.2.1 Métodos Térmicos .................................................................................. 10

2.2.2 Métodos Químicos .................................................................................. 12

2.2.3 Métodos Miscíveis .................................................................................. 13

2.3 Método WAG ..................................................................................................... 19

2.3.1 Efeito da Água Móvel .............................................................................. 20

2.3.2 Deslocamento Linear .............................................................................. 23

2.3.4 Eficiência de Varrido Volumétrico ........................................................... 27

2.3.5 Experiências de Campo .......................................................................... 31

Capítulo III .................................................................................................................. 35

3. Dióxido de Carbono (CO2) ...................................................................................... 36

3.1 Captura, Transporte e Armazenamento de Carbono no Brasil .......................... 40

3.2 CO2 no Método de Recuperação Avançado ...................................................... 41

3.3 CO2 Supercrítico ............................................................................................... 44

3.4 Análise da Corrosão do CO2 ............................................................................. 46

Capítulo IV .................................................................................................................. 48

4 Materiais e Métodos ................................................................................................. 49

4.1 Simulador .......................................................................................................... 49

4.2 A Simulação – Input .......................................................................................... 49

4.2.1 Malha ..................................................................................................... 49

xii

4.2.2 Injeção de CO2 ....................................................................................... 53

3.2.3 Injeção de Água ...................................................................................... 53

4.2.4 Injeção WAG-CO2 ................................................................................... 53

4.3 A Simulação – Execução ................................................................................... 54

Capítulo V ................................................................................................................... 55

5 Resultados e Discussões ......................................................................................... 56

5.1 A Simulação – Output ........................................................................................ 56

5.1.1 Injeção de CO2 ....................................................................................... 56

5.1.2 Injeção de Água ...................................................................................... 61

5.1.3 Injeção WAG-CO2 começando com água ............................................... 65

5.1.4 Injeção WAG-CO2 começando com solvente (CO2) ................................ 74

5.2 Análise dos Resultados ..................................................................................... 82

5.2.1 Resultados ............................................................................................. 83

Capítulo VI .................................................................................................................. 90

6 Conclusão ................................................................................................................ 91

Capítulo VII ................................................................................................................. 93

7 Sugestões para Trabalhos Futuros .......................................................................... 89

Capítulo VIII ................................................................................................................ 90

8 Referências Bibliográficas........................................................................................ 91

8.1 Sites Consultados ............................................................................................. 94

Apêndices ................................................................................................................... 96

1

Capítulo I

2

1 Apresentação do Trabalho

O século XX representa a era do petróleo, combustível fóssil que é fonte

energética de grande parte do mundo desenvolvido e em desenvolvimento. O petróleo

está presente não apenas nos combustíveis que usamos, mas em uma infinidade de

produtos químicos e petroquímicos fundamentais para a sociedade, além de ser

utilizado para gerar energia elétrica em diversos países.

O consumo mundial de petróleo, ampliado pela forte demanda da China e da

Índia, atingiu de 2,3 milhões de barris por dia em 2010, um aumento de 2,8%, segundo

dados do governo americano1. Esse crescimento causa a necessidade de desenvolver

novas tecnologias para a exploração em áreas cada vez mais difíceis.

Figura 1 – Consumo mundial de energia2

A vida produtiva de um reservatório de petróleo no passado era divido em

etapas cronológicas e os métodos de recuperação utilizados em cada etapa eram

chamados de recuperação primária, recuperação secundária e recuperação terciária.

A recuperação primária era resultante da energia natural de surgência.

Na recuperação secundária o petróleo era produzido mediante suplementação

da energia natural do reservatório, por injeção de água ou de gás.

1Fonte: <http://www.zwelangola.com/cienciatec/index-lr.php?id=5966> , acesso em 04/06/2011. 2 Fonte: <https://www.planetseed.com/pt-br/node/15875>, acesso em 27/04/2011.

3

A recuperação terciária era a produção assistida por outras fontes de energia

e/ou efeitos físicos, químicos e biológicos3.

Figura 2 - Métodos de recuperação secundária4

Porém, essas nomenclaturas entraram em desuso, hoje, utilizam-se Métodos

Convencionais de Recuperação correspondente aos primário e secundário, e Métodos

Especiais de Recuperação ou Método de Recuperação Avançada (EOR) que é

compatível com o terciário5.

Dentre os Métodos de Recuperação Avançado (EOR) destacam-se os métodos

miscíveis. O deslocamento miscível é definido como um processo de recuperação de

óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado.

A habilidade desse processo em reduzir as forças capilares e interfaciais o torna tão

importante. A propriedade dos fluidos responsável por essa habilidade é a

miscibilidade, que depende da semelhança química e das condições de temperatura e

pressão entre os dois fluidos6.

Atualmente a boa prática de engenharia recomenda que a recuperação seja

iniciada bem antes do declínio de produção do reservatório, a “manutenção de

pressão” é uma prática que consiste na injeção de água ou gás logo no inicio da vida

3 THOMAS J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo , 2º ed., Rio de Janeiro,

Interciência, 2001, p. 200. 4 Fonte: <http://www.nupeg.ufrn.br/downloads/deq0376/iep.01e.recuperacao.suplementar.pdf>,

acesso em 20/04/2011. 5 THOMAS J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo , 2º ed., Rio de Janeiro,

Interciência, 2001, p. 201. 6 ROSA A. J.; CARVALHO R. S.; XAVIER J. A. D, Engenharia de Reservatórios de Petróleo ,

1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p.683.

4

produtiva do reservatório, mantendo assim, os níveis de pressão elevados o que

promove a preservação das características dos fluidos e do fluxo no campo7.

Observa-se o crescimento mundial do emprego dos Métodos de Recuperação

Avançada (EOR) para aumentar a recuperação dos campos de petróleo. Dentre esses

métodos encontra-se o WAG (Water Alternating Gas), aplicado mundialmente,

principalmente, em campos terrestres nos EUA apresentaram um levantamento dos

projetos de EOR no Mar do Norte, verificando que 47% dos projetos são WAG8 De

acordo com Christensen9 “48% dos projetos são feitos com CO2, 42% com o próprio

gás hidrocarboneto produzido no campo e apenas 10% com outros gases como

nitrogênio”10.

O processo WAG consiste de um banco (região do reservatório com elevada

saturação de um fluido) de gás injetado alternadamente com um banco de água em

um mesmo poço injetor. A vantagem do WAG consiste em controlar com a água a

mobilidade do gás injetado, melhorando a eficiência de varrido, ao passo que o gás

proporciona maior eficiência de deslocamento.

Dessa forma, enquanto a injeção de gás reduz a saturação residual de óleo,

podendo chegar, a depender do caso, próximo a 0% nas regiões contatadas; os

bancos de água, além de melhor manter a pressão do reservatório, promovem a

estabilização da frente de avanço da injeção.

1.1 Objetivo

O objetivo do presente trabalho é estudar o efeito do teor de CO2 injetado

sobre o fator de recuperação de reservatório sintético submetido ao processo de

recuperação especial WAG. Para isso será utilizado um simulador gratuito

multicomposicional pseudomiscível, o Master 3.0.

7 THOMAS J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo , 2º ed., Rio de Janeiro,

Interciência, 2001, p. 201. 8 AWAN, A. R.; TEIGLAND, R.; KLEPPE, J. A Survey of North Sea Enhanced-Oil-Recovery

Projects Initiated During the Years 1975 to 2005 . SPE Reservoir Evaluation & Engineering, v. 11, n. 3, p. 497-512, Junho 2008.

9 CHRISTENSEN, J. R.; STENBY. E. H.; SKAUGE, A. Review of WAG Field Experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering , v. 4, n. 2, p. 97-106, Abril 2001.

10 ROSA. M. B., Desafios da Simulação Numérica do Processo de Injeç ão Alternada de Água e Gás (WAG) para Reservatórios Heterogêneos , Rio Oil & Gas 2010, IBP2502_10.

5

1.2 Justificativa

A justificativa desse trabalho está no fato de os reservatórios do pré-sal

brasileiro apresentarem um alto teor de CO2, o que estimulou o interesse por estudos

da utilização desse gás como método de recuperação suplementar, além dos aspectos

ambientais que restringem a emissão deste gás.

Ao queimarmos combustíveis fósseis aumenta-se a concentração de CO2 na

atmosfera, que atualmente é de 379 partes por milhão. É um número

significativamente maior do que em qualquer outro momento dos últimos 600.000

anos.

O consenso entre climatologistas é que a maior concentração de CO2 é a

principal causa do aumento na temperatura global11.

Com objetivo de reduzir a emissão do dióxido de carbono na atmosfera foi

criado um processo chamado CCS, do inglês carbon capture and storage, que é a

captura e armazenamento do CO2 em reservatórios geológicos, que pode ser feito em

campos de petróleo em produção para EOR ou em campos maduros abandonados.

1.3 Estrutura do Presente Trabalho

Além deste primeiro capítulo de caráter introdutório, a presente monografia

está estruturada nos seguintes capítulos:

No Capítulo 2 será feita uma revisão bibliográfica sobre os principais métodos

de recuperação avançado (EOR) e suas eficiências. Também será exposto o

funcionamento do mecanismo WAG e as razões pelas quais ele deve ser aplicado,

além de exemplos de sucesso de campos de petróleo onde essa técnica é aplicada.

No Capítulo 3será abordado questões envolvendo o dióxido de carbono, como

meio ambiente, CCS, pré-sal, EOR, propriedades termo-físicas e corrosão.

No Capítulo 4 será apresentado, dentro de materiais e métodos, o simulador

Master 3.0, o qual foi usado para fazer simulações de injeções de CO2, água e WAG-

CO2, de modo a tornar o trabalho mais consistente na argumentação sobre a utilização

do método WAG-CO2 para EOR.

11 Fonte: <http://www.ffv.org.br/perguntas-e-resposras-sobre-o-aquecimentoglobal.html>.

Acesso em 31/05/2011.

6

O Capítulo 5 será apresentado os resultados e análises das simulações,

sobressaltando os pontos relevantes nesses resultados, já no Capítulo 6 será feita a

conclusão da monografia e no Capítulo 7 as sugestões para trabalhos futuros e

finalmente no Capítulo 8 as referências bibliográficas e a seguir, os apêndices.

7

Capítulo II

8

2 Métodos de Recuperação

2.1 Introdução

Os Métodos de Recuperação Avançado (EOR) são usados quando os Métodos

de Recuperação Convencionais não são eficientes para recuperar mais óleo do

reservatório, ou seja, quando a injeção adicional de água ou de gás não é capaz de

elevar o fator de recuperação.

O objetivo da aplicação dos EOR é melhorar os fatores de eficiência e

recuperar parte adicional do óleo remanescente, parcela correspondente de até 70%

do óleo original provado, que é o volume percentual médio restante nos reservatórios

após a recuperação convencional. A aplicação adequada de um dos métodos de

recuperação avançada permitiria que seja extraido, em média, de 5 a 10% a mais do

óleo original que existia na jazida na época da sua descoberta12. Esse percentual é

avaliado através dos parâmetros: eficiência de varrido horizontal, eficiência de

deslocamento e fator de contato.

A eficiência de varrido horizontal é a razão entre a mobilidade do fluido injetado

pela mobilidade do fluido deslocado, que em porcentagem representa a área do

reservatório que foi invadida pelo fluido injetado até um determinado instante de

tempo. Maiores eficiências de varrido são obtidos com razões de mobilidade baixas,

assim são utilizados os termos razão de mobilidade favorável (menor que 1) e razão

de mobilidade desfavorável (maior que 1)13.

A mobilidade de um fluido é dada pela razão entre a permeabilidade efetiva

desse fluido e sua viscosidade. No caso da EOR, um dos objetivos é diminuir a razão

de mobilidade para obter o aumento da eficiência de varrido horizontal. A razão de

mobilidade entre fluidos deslocados e injetados é dada por:

� � �� 1�

� � ��/��/��

�� 2�

12 Rocha, P. S., Sacramento, V. S., Costa, G. M. N. Uma Abordagem do Ajuste de Dados

PVT e Cálculo da PMM no Simulador WINPROP. In: 3º CONGRESSO BRASILEIRO DE P&D EM PETRÓLEO E GÁS, 2005, Salvador.

13 ROSA A. J.; CARVALHO R. S.; XAVIER J. A. D, Engenharia de Reservatórios de Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 679.

9

A eficiência de deslocamento é definida como a fração da saturação de óleo

original deslocado dos poros da rocha pelo fluido injetado.

�� çã� ó�� í�� çã� # ��çã� � ó�� çã� � ó�� 3�

�� # ��%��& �4�

A eficiência de deslocamento depende das tensões interfaciais entre o fluido

injetado, a rocha e os fluidos do reservatório e do volume injetado, boas recuperações

requerem eficiência de deslocamento alto.

Já o fator de contado representa a fração de volume varrido que foi atingida

pelo fluido injetado.

(�� )��* � ��+��ó�� ,�� -�� )��* +�� +��ó�� 5�

Quando maior a região do reservatório que foi atingida pelo fluido injetado o

valor do fator de contato se aproxima de 1, garantindo assim, melhores recuperações.

A obtenção de boas recuperações depende que todas as eficiências sejam

altas. Quando as eficiências de varrido são baixas, o fluido injetado simplesmente

encontra caminhos preferenciais e se dirige rapidamente para os poços de produção,

deixando grandes porções do reservatório intactas. Quando a eficiência de

deslocamento é baixa, mesmo que as eficiências de varrido sejam altas, o fluido

injetado não desloca apropriadamente o óleo para fora da região invadida.

2.2 Métodos de Recuperação Avançado (EOR)

As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção

de fluidos podem ser creditadas, dentre outros fatores, a dois aspectos principais: alta

viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido

injetado e o óleo.

Quando a viscosidade do fluido injetado é muito menor que a do fluido a ser

deslocado, o primeiro se move muito mais facilmente no meio poroso, encontrando

caminhos preferenciais e se dirigindo rapidamente para os poços de produção. O óleo

fica retido porque o fluido injetado não se propaga adequadamente no reservatório,

deixando grandes volumes de rocha nos quais o deslocamento não se processou.

10

No caso de altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido injetado de

desalojar o óleo do reservatório para fora dos poros é bastante reduzida, deixando

saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contatadas pelo fluido injetado.

As duas situações acima definem a forma de atuação dos métodos de

recuperação avançado, que é dividido em três categorias: Métodos Térmicos, Métodos

Químicos e Métodos Miscíveis, aplicados de acordo com a natureza geral dos

processos e o ponto principal a ser atacado.

2.2.1 Métodos Térmicos

Os métodos térmicos tendem a reduzir a viscosidade e conseqüentemente

aumentar a eficiência de varrido do óleo através do seu aquecimento aumentando

assim a recuperação do petróleo. Isso pode ser feito através de injeção de fluidos

aquecidos ou por combustão in situ, que se diferenciam pela maneira como é feito o

aquecimento do fluido de reservatório, ou seja, no primeiro o calor é gerado na

superfície e transportado para o reservatório e neste último o calor é gerado no próprio

reservatório.

Além da redução da viscosidade o método térmico provoca a expansão do óleo

no reservatório após o aquecimento, promovendo adição de energia para retirada dos

fluidos do reservatório. Adicionalmente, frações mais leves do óleo residual podem

vaporizar no deslocamento do óleo volátil através do deslocamento do vapor injetado.

Em contato com a formação mais fria essas frações podem condensar, formando um

solvente ou banco miscível após a zona de vapor, que é a região em torno do poço

injetor de vapor e que se expande com a contínua injeção14.

Na injeção de fluidos aquecidos utiliza-se a água que é normalmente injetada

na forma de vapor, mas pode também ser injetada na forma líquida a uma temperatura

elevada, sem ser eficiente. Devido a carrear menos calor.

Esse processo tem algumas limitações, que são maiores reduções de

viscosidade em óleos de ºAPI15 mais baixos, ou seja, mais viscosos, do que em óleos

de ºAPI mais altos, as perdas de calor podem ser muito grandes para reservatórios

com profundidades maiores que 900m (2952,8 ft), o fluxo de óleos viscosos é facilitado

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

Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 701. 15 O Grau API é uma escala hidrométrica idealizada pelo American Petroleum Institute - API,

juntamente com a National Bureau of Standards e utilizada para medir a densidade relativa de líquidos. O grau API é classificação dos óleos. Quanto mais densidade o óleo tiver, melhor ele será.

11

para permeabilidades em torno de 4,94 x 10-13 m2 (500 milidarcy), saturação de óleo

próxima de 0,15 m3 de óleo por m3 de rocha aumenta as chances de sucesso

econômico e também para reduzir as perdas de calor da formação a espessura de

arenito dever estar entre 9m (29,5 ft) e 15m (49,2 ft)16.

Figura 3 - Injeção de fluido aquecido17

A combustão in situ, geralmente utilizada para campos de óleo pesados, é feita

através de injeção de ar (que pode ser aquecido ou não dependendo da composição

do óleo), desencadeando em um processo de oxidação do óleo que gera calor,

intensificando a oxidação de forma crescente até se chegar a uma temperatura

chamada “ponto de ignição”, estabelecendo a combustão.

Figura 4 - Combustão in situ18


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 703. 17 SANTOS J.P.M., Reservatórios e Avaliação de Formações , MBA Executivo em Petróleo e

Gás, FUNCEFET 2010.

12

Após a combustão, continua-se a injetar ar frio, dando continuidade ao

processo. O calor gerado pode desencadear processos que resultam no aumento do

fator de recuperação.

2.2.2 Métodos Químicos

Os métodos químicos são aplicados quando existe a possibilidade de interação

entre o fluido injetado e o fluido do reservatório e pode ser através de injeção de

polímeros, injeção de solução de tensoativos, injeção de micro emulsão, injeção de

solução alcalina, entre outros.

2.2.2.1 Injeção de Polímeros

A adição de polímeros na água de injeção aumenta sua viscosidade e também

pode diminuir a permeabilidade efetiva, com isso, ele se desloca no reservatório com a

mesma mobilidade que o fluido do reservatório aumentando assim, a eficiência de

varrido através da redução da razão de mobilidade. Os tipos de polímeros mais

utilizados são o biopolímeros polissacarídeos e poliacrilaminas parcialmente

hidrolisadas.

O custo de um projeto de injeção de polímero é suficientemente alto para exigir

extensivo estudo geológico e de engenharia. A avaliação em laboratório deve ser feita

para se determinar o polímero adequado ao reservatório em questão.

Testes de laboratório usando amostras de testemunhos e fluidos de

reservatório podem dar uma indicação do controle de mobilidade, das perdas por

adsorção e das tendências de tamponamento19.

2.2.2.2 Injeção de Solução de Tensoativos

Substâncias tensoativas são adicionadas a água de injeção com a finalidade de

reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de

deslocamento.

O custo de um projeto de injeção de solução de tensoativos é geralmente alto e por

isso requer um estudo geológico e de engenharia detalhado a respeito do reservatório

candidato à aplicação do método20.

18 Fonte: <http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/thai/expert-viewpoint-2013-thai-in-situ-

combustion>, acesso em 27/04/2011. 19 ROSA A. J.; CARVALHO R. S.; XAVIER J. A. D, Engenharia de Reservatórios de

Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 715.

13

2.2.2.3 Injeção de Micro Emulsão

A injeção de micro emulsão, ou solução micelar, tem finalidade de obter um

deslocamento miscível com boas eficiências de varrido. É uma mistura com a qual se

tem a preocupação com a miscibilidade e com o controle da viscosidade.

O lucro de um projeto varia com a saturação residual de óleo, o preço do óleo,

o custo das micelas e a recuperação esperada. Uma recuperação de 60% pode ser

atingida em um reservatório de arenito uniforme com boas características, enquanto

uma recuperação de 40% pode ser obtida em arenitos razoavelmente heterogêneos21.

2.2.2.4 Injeção de Solução Alcalina

A substância alcalina que se adiciona ao fluido de injeção (água) geralmente é

soda cáustica (NAOH) com finalidade de reagir com certos ácidos orgânicos presentes

em alguns óleos, produzindo dentro do próprio reservatório certa quantidade de

substância tensoativa, gerando uma série de efeitos, os quais concorrem para um

ganho na produção de óleo.

2.2.3 Métodos Miscíveis

Nos métodos miscíveis a eficiência de deslocamento resulta, principalmente,

da miscibilidade entre o óleo do reservatório e o fluido injetado.

Os processos de deslocamento miscível envolvem a injeção de um fluido

deslocante, que é miscível ao óleo do reservatório, isto é, forma apenas uma fase

homogênea independente das proporções da mistura. As condições de miscibilidade

vão se desenvolvendo no reservatório através da alteração na composição do fluido

injetado ou do óleo bruto à medida que o fluido se move no reservatório Nesse método

utilizamos injeção de hidrocarbonetos e injeção de CO222.

2.2.3.1 Injeção de Hidrocarbonetos

Pode ser dividido em: injeção de banco miscível de GLP, injeção de gás

enriquecido e injeção de gás pobre a alta pressão.


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 721. 21 Ibid., p 720. 22 Ibid., p 683.

14

2.2.3.1.1 Injeção de Banco de GLP

Hidrocarbonetos líquidos são miscíveis ao óleo de reservatório, assim como os

gases liquefeitos de petróleo (GLP), composto por etano, propano ou butano, ou suas

combinações. Esses gases apresentam miscibilidade ao primeiro contato (MPC), ou

seja, o óleo e o solvente injetados são miscíveis ao primeiro contato em condições de

reservatório.

O processo de deslocamento consiste na injeção de um banco de GLP

dimensionado, destinado a deslocar o banco de óleo formando à sua frente em

direção aos poços de produção, como ilustrado na Figura 5.

Figura 5 - Injeção do banco de GLP23

O banco de GLP é deslocado por um gás seco, que devido a sua grande

mobilidade, é conveniente injetar alternativamente bancos de gás e de água, de modo

a melhorar a eficiência de varrido. A água proveniente de um projeto de injeção

anteriormente aplicado move-se à frente e é produzida. Essa injeção alternada de

água e de gás é chamada de WAG.

Para manter a miscibilidade entre o óleo do reservatório e o banco de GLP,

este tem que estar em estado líquido, que limita a temperatura do processo. Para o

propano, por exemplo, será de 97ºC (206,6 ºF). Outra limitação é a profundidade, que

deve ser suficiente para que a pressão necessária seja atingida sem danificar o

reservatório. No caso do propano a profundidade deve estar, ao menos, a 450 m

(1476,4 ft), e possivelmente até 750 m (2460,6 ft), para não ultrapassar a pressão de

1300 psia.



15

Outros fatores importantes para se levar em consideração para aplicação

desse método são que a viscosidade do óleo do reservatório deve ser baixa, entre 5 e

10 cp, para se atingir uma razão de mobilidade aceitável, é preferível ter formações

relativamente pouco espessas para reduzir a segregação gravitacional nos

reservatórios a serem varridos horizontalmente e também formações com

permeabilidades menores que 4,93 x 10-14 m2 (50 milidarcy) são melhores, pois a

segregação gravitacional é menos acentuada em permeabilidades baixas.

O processo apresenta algumas desvantagens que são: as eficiências de

varrido são baixas, o banco de GLP é disperso á proporção que se move através do

reservatório, e se essa dissipação for suficiente severa pode fazer com que a

miscibilidade com o óleo se perca, sendo assim, ao utilizarmos um banco pequeno

demais parte do óleo recuperável fica no reservatório e se grande demais há um

desperdício financeiro desnecessário, o GLP e o gás por serem mais leves que o óleo

pode segregar gravitacionalmente e ultrapassar o óleo além do gasto com a aquisição

de GLP e gás natural, que dependendo da demanda podem custar caro24.

2.2.3.1.2 Injeção de Gás Enriquecido

Também chamado de mecanismo de gás condensado, é semelhante ao

processo do banco de GLP em relação ao objetivo de obtenção de deslocamento

miscível do óleo do reservatório25.

De acordo com a Figura 6, observamos que o banco de gás enriquecido não é

miscível ao primeiro contato como no banco GLP, neste caso o gás é miscível a

múltiplos contatos (MMC)26.


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p 683 25 Ibid., p. 692 26 Id.

16

Figura 6 - Injeção de gás enriquecido27

Assim como no GLP, se o gás enriquecido for deslocado pelo gás seco, o

banco do primeiro deverá ser dimensionado de forma conveniente para que a frente

miscível possa ser mantida na maior malha do projeto. Utiliza-se geralmente um banco

de gás enriquecido entre 10% e 20% do volume poroso do reservatório.

Algumas condições devem ser levadas em consideração para a utilização

desse método como a prioridade em se usar em óleos com quantidades pequenas de

intermediários e pressões moderadamente altas, entre 2000 psia e 3000 psia, para

obter miscibilidade à pressões razoáveis deve-se usar para óleos com grau API acima

de 30.

Para manter a razão de mobilidade em um intervalo aceitável, a viscosidade do

óleo do reservatório deve ser baixa, com limite superior entre 5 e 10 cp, além da

segregação gravitacional que pode ser um problema para reservatórios varridos na

horizontal.

A desvantagem apresentada é que a razão de mobilidade adversa reduz a

eficiência de varrido areal.

2.2.3.1.3 Injeção de Gás Seco a Alta Pressão

Consiste na injeção de um gás pobre a uma pressão suficientemente alta de

modo a provocar a vaporização retrógrada do óleo bruto e a formação de uma frente



17

miscível, rica em intermediários, entre óleo e gás. Assim os componentes

intermediários são transferidos do óleo para o gás28.

Para que o processo ocorra é necessário que exista alta pressão na interface

óleo-gás, que o óleo do reservatório tenha alta concentração de C2 - C6 e que na frente

de gás o óleo esteja subsaturado (acima da pressão de saturação).

Quando a interface entre óleo e gás desaparece, ou seja, a miscibilidade é

alcançada, um anel de fluido miscível envolve o poço de injeção. Uma posterior

injeção de gás faz com que a frente miscível desloque pelo reservatório, deslocando

assim o óleo e a água móvel à frente dela. O gás percorre entre 30 e 50 m,

dependendo da pressão, composição e saturação de óleo, afastando-se do poço

injetor, antes da frente miscível se formar.

O anel miscível é quebrado à medida que ele se expande repetindo o MMC até

obter novamente a miscibilidade, deixando um resíduo asfáltico pelo caminho. Sendo

assim, esse processo não é capaz de remover todo o óleo que ele contata, deixando

um resíduo que ocupa em torno de 5% do volume poroso.

Para aplicação do processo de gás pobre a alta pressão é necessária algumas

condições como pressão requerida entre 3000 psia e 6000 psia, estar a uma

profundidade suficiente para que não se atinja a pressão de fraturamento, reservatório

de óleo com grau API acima de 40, rico em componentes C2 - C6, pois possuem alto

fator volume-formação e ser subsaturado29.

Para obter melhor eficiência de varrido deve-se injetar o gás de cima para

baixo, para evitar a segregação gravitacional.

2.2.3.2 Injeção de CO 2

O dióxido de carbono CO2 apresenta forte atração e se dissolve no óleo do

reservatório causando inchamento e vaporização e conseqüente deslocamento do

mesmo, ou seja, uma frente miscível se forma.

Assim como no método de deslocamento com gás seco a alta pressão, na

injeção miscível de CO2 a zona miscível é formada pela transferência de componentes


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p.694. 29 Ibid., p. 697.

18

do óleo para o dióxido de carbono, que só é possível devido à frente entre CO2 e o

óleo do reservatório ser MMC (miscível a múltiplos contatos)30.

Mas a vantagem em relação ao gás seco é que o dióxido apresenta um

intervalo de vaporização ou extração de hidrocarbonetos do petróleo maior, podendo

extrair componentes mais pesados, o que aumenta a possibilidade de aplicação desse

método. Além disso, a pressão necessária para o CO2 obter deslocamento miscível

em determinando óleo é muito menor do que o gás seco31.

Existem várias maneiras para injetar o dióxido de carbono, que são:

� Injeção continua de CO2 do início ao fim do projeto;

� Banco de CO2 deslocado por água;

� Banco de CO2 deslocado por gás de hidrocarboneto;

� Banco de CO2 deslocado por injeção alternada de água e CO2 (WAG);

� Banco de CO2 deslocado por injeção alternada de água e gás de

hidrocarboneto.

Em reservatórios de baixa permeabilidade, a injeção alternada do CO2 e água

pode reduzir a vazão de injeção em virtude da interação líquido-líquido e líquido-rocha

a depender da porosidade e permeabilidade do reservatório. A configuração que

representa as melhores condições de aplicação é o banco de CO2 seguido por injeção

alternada de água (WAG).

O processo de injeção ocorre com injeção inicial de 5% do volume poroso de

CO2, após isso se injeta água e CO2 até atingir de 15 a 20% de volume injetado

acumulado de dióxido de carbono, a partir de então se injeta somente água32.

A água avança no meio poroso aprisionando CO2 como saturação residual, que

agora ocupa os poros que eram preenchidos pelo óleo residual, como ilustrado na

Figura 7.


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p.698. 31 Ibid., p. 699. 32 Id.

19

Figura 7 - Injeção miscível de CO233

As condições de reservatório necessárias para aplicação desse método são

grau API acima de 25, intervalo de pressão entre 1500 e 6000 psia e profundidade

suficiente para poder operar a uma pressão acima da necessária, de modo que o

deslocamento seja miscível, porém, sem fraturamento da formação34.

2.3 Método WAG

A razão de mobilidade entre o gás injetado e o óleo deslocado pelo banco de

CO2, e outros processos de deslocamento por gases miscíveis são tipicamente muito

desfavoráveis, devido à baixa viscosidade relativa da fase injetada. Por exemplo, a

viscosidade de CO2 a 43ºC (110ºF) é cerca de 0,03 cp a 1500 psia e 0,06 cp a 2500

psia. A razão de viscosidade, µ0/µCO2 (viscosidade do óleo/viscosidade do CO2) da

injeção conduzida na região oeste do Texas foram especificadas para estar entre 8 e

50. Condições desfavoráveis da razão de mobilidade resultam em canalizações

viscosas e redução da eficiência de varrido volumétrica35.

Uma técnica desenvolvida para superar esse problema é injetar volumes

específicos, ou golfadas, de água alternada com gás.

33 Fonte: <https://www.planetseed.com/pt-br/node/15884>, acesso em 27/04/2011. 34 ROSA A. J.; CARVALHO R. S.; XAVIER J. A. D, Engenharia de Reservatórios de

Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p.699. 35 GREEN D. W.; WILLHITE G. P. Enhanced Oil Recovery , SPE Textbook Series, Texas,

1998, p. 168.

20

A mobilidade da combinação das duas fases é maior do que na alternativa de

se injetar somente o gás, e assim a razão de mobilidade no processo melhora. Esse

processo é chamado de water-alternating-gas (WAG)36.

Na injeção WAG, a razão de injeção água/gás varia de 0,5 a 4 volumes de

água por volume de gás em condições de reservatório. O tamanho da golfada de CO2

varia entre 0,1% e 2% do volume poroso. O total ou acumulado do tamanho das

golfadas de CO2 em relatos típicos de projetos de campo foram de 15% a 30% volume

poroso contendo hidrocarboneto (HCPV), embora, golfadas grandes e pequenas

tenham sido usadas.

Um problema no processo WAG é o contato entre as zonas de injeção de água

e gás e o óleo residual. Isso pode reduz a eficiência de deslocamento na escala do

poro, que resulta em maior saturação de óleo residual. Este efeito foi encontrado e

como função da molhabilidade da rocha sendo mais prejudicial na rocha molhada por

água.

2.3.1 Efeito da Água Móvel

Pesquisadores demonstraram que a presença da fase de água móvel pode

afetar de forma negativa o deslocamento do óleo pelo solvente. Como exemplo, Tiffin

e Yellig conduziram experimentos de deslocamento linear em testemunhos do Berea

(Ohio USA).

Esses testemunhos, em estado natural, foram fortemente inundados por água.

E em vários casos, foram tratados quimicamente para torná-los molháveis ao óleo.

O procedimento experimental consistiu basicamente em criar primeiro a água

imóvel, ou saturação de água conata pela injeção de um óleo no testemunho, que foi

100% saturado com água para reduzir a saturação de água em torno de 31%.

A saturação no testemunho foi reduzida para próximo da saturação de óleo

residual por injeção de água. Em seguida, água e CO2 foram injetados

simultameamente a uma razão água/gás específica. As condições eram tais que a

fase de CO2 desenvolveria miscibilidade com a fase de óleo.

36 GREEN D. W.; WILLHITE G. P. Enhanced Oil Recovery , SPE Textbook Series, Texas,

1998, p. 168.

21

A recuperação do óleo foi determinada pelo balanço de materiais. O processo

utilizado foi o método de recuperação avançada em que o deslocamento foi conduzido

depois pela injeção de água.


reservatório de petróleo bruto (múltiplo contato no processo miscível), deslocamento terciário,

testemunho molhado por água37


reservatório de petróleo bruto (múltiplo contato no processo miscível), deslocamento terciário,

testemunho molhado por óleo38.

As Figuras 8 e 9 mostram os resultados dos testemunhos molhados por água e

óleo. No testemunho molhado por água, a injeção simultânea de água com CO2

resultou em uma diminuição significativa da recuperação; a água causou o

aprisionamento do óleo e esse óleo preso não foi solubilizado. Como mostrado na

Figura 9, onde o efeito foi bem menos acentuado na inundação de óleo nos

testemunhos do Berea


1998, p.168. 38 Id.

22

A recuperação do óleo é adversamente afetada pela presença de água móvel

nos testemunhos molháveis à água, mas esse efeito é insignificante em amostras que

apresentavam molhabilidade mista ou preferencialmente ao óleo.

Nestes últimos casos, a função do contato prolongado e difusão do solvente no

óleo aprisionado foi importante39.

A correlação do fenômeno de aprisionamento é dado por:

��%,�0 1��%1 2 3�%� �%�⁄ �6�

Onde:

Sor = Saturação de óleo residual após a injeção de água;

Sor,wb = Saturação de óleo residual após o deslocamento miscível na presença de água

móvel;

α = constante impírica;

kor = permeabilidade relativa do óleo;

kwr = permeabilidade relativa da água.

Um valor de α=1,0 representa um forte aprisionamento de óleo, enquanto que

valores na ordem de 100 representam fracos aprisionamentos. Essa correlação foi

primeiro apresentada por Raimondi e Torcaso e mais tarde modificada por Chase e

Todd.

A Figura 10 mostra um exemplo de Sor,wb em função do Sw para diferentes

valores de α. As curvas também ilustram o efeito da saturação de água, manifestada

pela correlação kro/krw.


1998, p. 168

23

Figura 10 - Função da água de bloqueio em estudos de simulação40

A correlação dada pela Equação 6 não leva em conta a recuperação pelo

processo de difusão que ocorre na mistura úmida e na rocha molhada por óleo. Lin e

Huang fizeram uma correlação para explicar o efeito de dependência do tempo.

Como mostrado na Figura 10, o óleo preso na presença de água móvel,

quando ocorre, atrapalha o processo WAG, pois a permeabilidade relativa do óleo

reduz drasticamente na presença da água. Efeitos positivos para melhorar a razão de

mobilidade do gás injetado primeiro no sistema WAG pela conseguente injeção de

água, que pode ser compensado de forma negativa pelo aprisionamento.

2.3.2 Deslocamento Linear

No deslocamento linear, o escoamento é considerado como se água e solvente

fossem injetados simultaneamente. Essa suposição simplifica os cálculos porque a

injeção, na prática de campo, ocorre com injeção alternada de discretas golfadas.

Quando isso ocorre, o canal solvente entra na golfada de água por causa da razão de

mobilidade desfavorável. Assim, a dissipação de uma pequena golfada é relativamente

rápida, aproximando de uma condição de injeção simultânea41.

Equações foram desenvolvidas por Stalkup42 para descrever condição de fluxo

a mesma velocidade das fases solvente e água. Para Stalkup, a escolha dessas

condições foi para aproveitar o aumento da mobilidade resultante da injeção WAG.

Segundo ele, se pouca água for injetada, de modo que a velocidade de solvente seja


1998, p. 169. 41 Id. 42 STALKUP Jr., F. I. Miscible Displacement , Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1983),

p. 8.

24

maior, uma zona de solvente se formará a frente da água. Isso resultará em uma

razão de mobilidade desfavorável na interface solvente/óleo, como conseguencia

canalizações de solvente entrarão na zona de óleo, o que reduziria a eficiência do

processo.

E se muita água é injetada, a água vai se mover mais rápido que o solvente,

resultando no aumento da saturação de água na interface solvente/óleo. O

aprisionamento do óleo é susceptível de ser aumentado pela maior saturação de água.

A intensidade do aprisionamento do óleo depende da molhabilidade da rocha.

Essas observações são válidas somente quando é injetado água e gás

concomitantemente, mas deve-se observar se existe a possibilidade de formação de

hidratos. Nessa monografia é discutido se é melhor injetar água ou gás primeiro em

um procesos de injeção alternada.

Existem equações que permitem o cálculo da razão de injeção água/solvente

necessária para as mesmas velocidades. O modelo é para escoamento em uma

direção e é baseado na teoria do escoamento fracionado. Equações e soluções

gráficas são apresentadas para descrever a injeção WAG para condições de

recuperação terciária.

2.3.3 Saturação Residual do Óleo para Injeção de Ág ua (Sorw )

A Figura 11 mostra o deslocamento no caso de injeção de água. O óleo está

originalmente a Sorw, a saturação residual posterior a injeção de água. Injeções

simultâneas de solvente e água criam um banco de óleo que escoa à frente do banco

de solvente/água. Novamente, o problema é determinar o escoamento fracionário de

água que terá velocidades iguais de solvente e água.

Figura 11 - Deslocamento terciário WAG43


1998, p. 169.

25

Onde:

Ss é a saturação de solvente

Sw é a saturação de água;

Swob é a saturação de água no banco de óleo à frente dp banco de solvente/água;

Sorw é a saturação residual de óleo na injeção de água;

Vs e Vw são as velocidades do solvente, da água e do óleo, respectivamente;

Vob é a velocidade do banco de óleo;

Oil bank = banco de óleo;

Solvent = solvente;

Water = água.

São feitos balanços volumétricos em um elemento situado na interface, como já

mostrado. Como antes, presume-se que nenhum óleo é contornado (“bypassed”) e

que não há a solubilidade de uma fase para outra. Stalkup fez equações

correspondentes sem esse pressuposto44.

Um balanço volumétrico do solvente é dado por:

AΦ�7∆x�:;�7∆t �7�

Onde:

A= área transversal (ft2);

Ss= saturação da fase solvente (L3/L3); L=unidade de comprimento;

∆x= variação da distância (ft);

qt= vazão volumétrica total (ft/dia);

fs= fluxo fracionário da fase solvente (L3/L3);

∆t= variação do tempo (dias).


1998, p. 169.

26

Reorganizando e fazendo ∆x→0 e, ∆t→0 temos:

�>7�� +7� :;�7?Φ�7 �8�

Onde:

vs= velocidade intersticial (ft/dia).

No caso da recuperação avançada, existe escoamento de água à frente do

banco de solvente/água e assim o balanço de água é:

AΦ��∆x |;B∆; # AΦ��0∆x |; � :;��∆�|&C # :;��0∆�|�D; �9�

Onde:

Swob = saturação de água no banco de óleo na razão solvente/água e na interface do

banco de óleo;

fwob = escoamento francionário da água na interface do banco de óleo;

in= entrada;

out= saída.

Dividindo por ∆t e por ∆x, fazendo ∆t→0 e ∆x→0 temos:

�>�� +7 � :; �� # ��0�AΦ�� # ��0� �10�

Definindo vs = vw,

�7�7 � 1 # ��1 # �� # ��0�� # ��0 �11�

Também deve ser verdade que:

+� � +7 � +�0 �12�

Onde:

vob = é a velocidade da borda direita do banco de óleo

A saturação da água no banco de óleo, Swob e o escoamento fracionário de

água, fwob deve satisfazer a equação de escoamento fracionário, que é:

27

+�0 � G�>��HIJKL

� :;AΦGM��M��H

IJKL �13�

As equações 11 e 13 combinadas com a razão solvente/óleo e óleo/água nas

curvas de fluxo fracionário, tornam possível uma solução gráfica para fw e Sw, como

mostrado na Figura 12. Da Equação 11, linha traçada a partir do ponto (1,1) através

(fw, Sw) na curva de fluxo fracionário da razão solvente/água deve passar por (fwob,

Swob) na curva de fluxo fracionário da razão óleo/água 45.

1 # ��1 # �� # ��0�� # ��0 � 1 # ��01 # ��0 �14�

A Equação 13 exige que esta linha também será tangente à curva de fluxo

fracionário da razão óleo/água no ponto (fwob,Swob), como mostra a Figura 12. A taxa de

injeção fracionária de água para atingir velocidades iguais de solvente e água é dado

no ponto (fw,Sw) da curva de fluxo fracionário da razão solvente/água.

Figura 12 - Processo terciário WAG, cálculo do escoamento fracionário de água 46

2.3.4 Eficiência de Varrido Volumétrico

A redução da razão de mobilidade no processo de deslocamento resulta em

uma melhoria na eficiência de varrido volumétrica. Na aplicação, o processo

normalmente é modelado matematicamente no computador47.

Como exemplo, o campo de Dollarhide no oeste do Texas é brevemente

descrito. O campo tem duas zonas de produção separadas por uma barreira de


1998, p. 170. 46 Id. 47 Ibid., p. 172.

28

calcário. A maior zona contém aproximadamente 75% do volume de óleo in place

(VOIP).

O campo tem duas zonas produtoras separadas por uma barreira de calcário. A

zona inferior contém aproximadamente 75% do VOIP. O campo é dividido em três

blocos falhados. VOIP foi estimado em torno de 138 MMbbl

O campo foi desenvolvido em 161874,25 m2 (40 hectares) de espaçamento A

recuperação foi inicialmente pelo processo primário de depois por injeção de água,

que foi bastante eficiente. A última recuperação usada foi por combinação dos

processos primário e secundário obtendo cerca de 43,1% do VOIP.

As condições do reservatório de óleo utilizado eram: grau API igual a 40 e

viscosidade de 12,2 cp. A pressão inicial era de 3300 psia e temperatura de 48,9 ºC

(120 ºF). A pressão de bolha era em torno de 2830 psia e a pressão de miscibilidade

do CO2 era de 1650 psia, portanto, o deslocamento miscível do CO2 foi considerado

adequado para aplicação do método de recuperação avançado.

Figura 13 - Comparação das taxas de produção de petróleo previsto para vários processos de

injeção de CO2 nos campos de Dollarhide 48

Onde:

Oil production rate = taxa de produção de óleo;

Year = anos;

Hybrid = híbrido;

Infill case = caso de preenchimento;


1998, p. 172.

29

Single slug = única golfada;

End of run 90% water cut = 90% de corte de água no final da corrida da simulação.

Deslocamento miscível de CO2 começou em 1985, no bloco ao sul da falha do

campo. Testes com simulação computacional foram realizados para injeção de única

golfada de CO2, injeção WAG e para um terceiro método chamado de processo

híbrido.

Uma simulação computacional desse tipo descrito por Todd e Longstaff49 foi

realizada. Na simulação de injeção WAG, o bloqueio de água foi modelado com a

Equação 6 para α = 5 baseado nos experimentos com testemunho. Outro parâmetro

usado nesse modelo foi baseado em medições laboratoriais e ajustes de históricos de

recuperação primária e secundária.

��%,�0 1��%1 2 3�%� �%�⁄ �6�

Foram estudadas corridas de injeção de única golfada de CO2 com tamanhos

variando entre 8,8% e 50% do volume poroso contendo hidrocarboneto (HCPV). Foi

determinado um valor ótimo de 30% pois, para volumes maiores, o aumento da

recuperação do óleo caiu abaixo de 0,1 bbl por 1 Mcf de CO2 injetado. Esse tamanho

de golfada de CO2 foi usado para simulação WAG.

Os resultados dessas corridas são mostrados na Tabela 1, onde o que foi

recuperado é expresso como porcentagem de VOIP.

49 TODD, M. R. e LONGSTAFF, W. J.: The Development, Testing, and Aplication of a

Numerical Simulation for Predicting Miscible Flood Performance”, JPT (July 1972) 874-82; Trans., AIME, 253.

30

Tabela 1 – Resumo da Previsão dos Resultados do Estudo do Campo de Dollarhide50

A Tabela 1 mostra a recuperação prevista para injeção contínua de água, no

reservatório original, e para injeção contínua de água infill drilling. O espaço inundado

na linha de perfuração é convertido de 0,32 km2 (80 acre) para 0,16 km2 (40 acre), que

é o espaço usado para para todo o cálculo de CO2 injetado. Em todo ciclo computado

foi determinado uma economia limite correspondendo a uma produção de ROW (razão

entre óleo e água) de 97% fração de água 51.

Nas corridas WAG, o comportamento previsto foi determinado primeiro ser

relativamente pouco sensível na relação WAG entre 0,5 e 2 (razão entre água e CO2

em condições de reservatório) enquanto o tamanho total da golfada de CO2 foi

mantida constante. Uma relação de 1:1 foi selecionada para as simulações. A Tabela

1 e a Figura 13 mostram os resultados das corridas WAG nessas condições.

O processo WAG rendeu um incremento final de recuperação de 1,9% de VOIP

acima do processo de única golfada. Como mostrado na Figura 13, no entanto, a

produção de óleo devido a injeção de CO2 foi atrasada na injeção WAG, se

comparado com o processo de única golfada. Um incremento de óleo resultou da

injeção WAG, pois a produção foi prorrogada por cerca de 4 anos antes da economia

limite ser alcançada.

O comportamento na injeção WAG, comparada com a injeção de única golfada,

resulta de uma combinação do aumento do varrido no processo WAG, no aumento do

tempo necessário para injetar o volume de CO2 e aprisionamento de óleo.


1998, p. 172. 51 Id.

31

Embora, a recuperação do óleo estivesse prevista para ser maior no processo

WAG, a economia pode não ser tão favorável, devido à produção tardia.

Guiado pelos resultados de única golfada e de simulação WAG, uma terceira

abordagem, a injeção híbrida de CO2, foi examinada. Esta abordagem utilizou um pré-

WAG com injeção de CO2 de 8,8% de volume poroso contendo hidrocarboneto HCPV.

Isso foi seguido pela injeção WAG com uma relação de 1:1 até um total de 30% de

HCPV para injeção de CO2, um total de injeção WAG de 42,4% HCPV. A Tabela 1 e a

Figura 13 mostra os resultados52.

O regime de injeção híbrida rendeu uma recuperação de 1,2% VOIP menor que

a injeção WAG, mas 0,7% VOIP mais que o processo de única golfada. A resposta de

recuperação de óleo foi essencialmente identica na injeção de única golfada.

Um estudo para determinar o tamanho ideal da golfada no pré-WAG resultou

num valor de 5% HCPV. Uma análise econômica em conjunto com resultados da

simulação mostrou que o processo híbrido é o mais atrativo dos três regimes.

O aprisionamento do óleo na rocha molhada por água é um fator negativo

significante, mas um atraso na resposta de produção correspondente pode afetar

negativamente a economia do processo, que é um fator significativo para a industria.

2.3.5 Experiências de Campo

A Tabela 2 resume a recuperação do óleo em vários projetos de campo. A

litologia da rocha no campo e a recuperação, expressadas como porcentagem de

VOIP, são mostradas para vários experimentos de única golfada e projetos de

deslocamento miscível de WAG com CO2. Não se sabe a molhabilidade da rocha, mas

em geral calcário é molhável a óleo. O tamanho da golfada de CO2 variou nos

diferentes projetos, mas foram maiores que 15% do VOIP em todos os casos. A

recuperação média em projeto de única golfada foi 15% do VOIP, enquanto ele era

apenas de 8,2 do VOIP no projeto WAG53.


1998, p. 172. 53 Ibid., p. 173.

32

Tabela 2 - Incremento da Recuperação de Óleo nos Campos com Injeção de CO254

O motivo desta aparente discrepância a favor do projeto de única golfada de

CO2 esta no fato de a injeção ser em reservatório inclinados. Como exemplo, existem

relatos de sucesso, tais como o Quarantine Bay num projeto piloto em reservatório

raso na costa do golfo nos Estados Unidos, onde mais projetos miscíveis têm sido

relativamente fortes em reservatório inclinados, e processos de única golfada têm sido

utilizados para desenvolver inundação de gravidade estável. Injeção WAG foi usado

em Quarantine Bay porque a inclinação é pequena55

O projeto de Slaughter Estate foi conduzido um pouco diferente, em que uma

golfada maior de solvente CO2/H2S foi injetado e isso foi seguido por um tamanho

igual de golfada de N2. Ambos, solventes e gás foram injetados na corrida WAG.

Os resultados mostrados na Tabela 2 levantam questões sobre a eficiência do

processo WAG. Os dados são informados apenas para um pequeno número de

projetos, no entanto, tais parâmetros como tamanho da golfada, litologia, e saturação

de óleo residual por injeção de água varia significativamente entre os diferentes

projetos. Assim, os resultados mostrados na Tabela 2 não devem ser generalizados

para toda aplicação WAG, mas servem como um alerta a ser condiderado.

A simulação computacional de Quarantine Bay prevê que o processo WAG

teria um desempenho melhor que injeção contínua de CO2. Um projeto ótimo, com

base em simulação, foi um processo WAG com um total de volume de golfada de CO2

de 19,5% de volume de poro contendo hidrocarboneto e uma relação WAG de 1:1.


1998, p. 173. 55 Id.

33

No projeto piloto real, um tamanho de golfada de de CO2 foi de 18,9% de

HCPV usado e relação WAG foi elevada para 2:1 durante o processo de base em

resultados de simulação mais tarde. Through Oct. 1987, a recuperação pitot relataram

de 18,3% do VOIP. O processo WAG foi julgado bem sucedido.

Deslocamento por única golfada de CO2 foi comparada com o processo WAG

no Denver Unit no campo de Wasson (San Andres) no oeste do Texas. O Denver Unit

teve sucesso na injeção de água. A razão entre óleo e solvente (ROS) pós a injeção

de água foi relativamente alta, 40%, deixando um grande alvo para injeção de CO2

(Figura 13).

Áreas lado a lado foram estabelecidas para injeção miscível de CO2. Injeção

contínua de CO2 foi utilizada em um processo e uma relação de WAG 1:1 no outro. Em

ambas as áreas, um solvente final de tamanho de golfada de 40% de HCPV foi usado.

A resposta de produção antecipada de petróleo na área e injeção contínua de

solvente foi muito mais favorável que na área de WAG. Com o progresso do processo,

alguns poços produtores na área contínua tenderam a altas razões entre gás e óleo

(RGO) e tiveram de ser fechados.

Isso levou os operadores a considerar a combinação, ou processo híbrido, que

consistiu na injeção contínua de golfada de CO2, entre 4 a 6 anos, seguido por um

processo convencional de WAG 1:1. Eles chamaram isso de Denver Unit WAG

(DUWAG).

A Figura 14 compara resultados de simulação computacional de injeção

contínua, injeção comnvencional 1:1, e injeção DUWAG 1:1.

Figura 14 - Cálculo do acúmulo adicional na recuperação avançada pelo tempo56

A vantagem da abordagem combinada DUWAG é mostrada. Tenner57 informou

que este processo foi aplicada no Denver Unit, embora parâmetros específicos, como 56 GREEN D. W.; WILLHITE G. P. Enhanced Oil Recovery , SPE Textbook Series, Texas,

1998, p. 173.

34

tamanho de golfada, taxa WAG, e no momento em que a conversão é feita a partir de

injeção contínua WAG, podem variar de local para local dentro da unidade58.

57 TANNER, C. S. et al.: Production Performance of the Wasson Denver Unit CO 2 Flood ”,

paper SPE 24156 presented at the 1992 SPE/DOE Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, April 22-24.

58 GREEN D. W.; WILLHITE G. P. Enhanced Oil Recovery , SPE Textbook Series, Texas, 1998, p. 173.

35

Capítulo III

36

3. Dióxido de Carbono (CO 2)

Em 1988 o Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima (em ingês

Intergovernmental Panel on Climate Change - IPCC) foi criado pelo Programa das

Nações Unidas para o Meio Ambiente e pela Organização Meteorológica Mundial para

estudar os fenômenos relacionados às mudanças climáticas. O Painel reúne 2.500

renomados cientistas de mais de 130 países59.

O Relatório do IPCC de 2007 afirma que a Terra passa por um aumento da

temperatura global que foge dos padrões conhecidos pela ciência e que existe um

nível de concentração de gases do efeito estufa extrapolando o padrão histórico.

A emissão de CO2 tem aumentado em torno de 80% entre 1970 e 2004 (28%

entre 1990 e 2004) e representa 77% do total de emissão de antropogênicos de gases

do efeito estufa em 2004.

Segundo esse relatório IPCC de 2007, o CO2 representa mais de 97% das

emissões totais de gases do efeito estufa (GEE) de fontes móveis. Sendo os

combustíveis fósseis queimados em usinas de energia elétrica a maior fonte isolada

do CO2 proveniente de atividades humanas, seguidos do transporte e da indústria,

como mostrado na Figura 15 abaixo.

Figura 15 - Produção de CO2 por setor60

O International Energy Outlook 2004, publicado pela Administração de

Informações sobre Energia dos EUA (EIA), prevê que o uso mundial de energia

59Fonte:<http://www.brasil.gov.br/cop/panorama/o-que-esta-em-jogo/painel-intergovernamental-

sobre-mudanca-do-clima-ipcc>, acesso em 27/04/2011. 60 Fonte: <https://www.planetseed.com/pt-br/node/15875>, acesso em 27/04/2011.

37

aumentará em cerca de 50% de 2001 a 2025. O uso de energia renovável (incluindo

eólica, solar, de ondas e de marés) aumentará de forma consistente, mas prevê-se

que a queima de carvão, gás natural e petróleo irão crescer ainda mais rápidos.

Por essa razão, é fundamental que as nações cheguem a um acordo para

reduzir suas emissões de gases de efeito estufa para a atmosfera de modo a obter

uma economia de baixo carbono. Sendo assim, o Brasil instituiu em 2009 o Painel

Brasileiro sobre Mudanças do Clima com esse objetivo61.

A preocupação com o aquecimento global tem motivado investimentos em

novas fontes de energia e o desenvolvimento de tecnologias voltadas para a redução

das emissões atmosféricas de dióxido de carbono.

As tecnologias de captura, transporte e armazenamento geológico de CO2

(CCS do inglês carbon capture and storage) representam uma alternativa possível

para mitigação dos efeitos negativos das emissões antropogênicas.

O CCS envolve três etapas: a captura do CO2, que seria liberado na atmosfera,

ainda na planta industrial; seu transporte, por meio de dutos, navio ou caminhão, até

um reservatório geológico adequado para ser armazenado, como campos de petróleo,

camadas de carvão ou aqüíferos salinos62.

A captura do dióxido de carbono pode ser feita diretamente nas grandes fontes

poluidoras, tais como as refinarias de petróleo e termoelétrica. Para capturar esse CO2

existem três estratégias, que são: separar o CO2 após a combustão, retirar o carbono

do combustível antes da combustão para queimar apenas o hidrogênio e produzir

apenas água, ou queimar combustíveis fósseis no oxigênio em vez de no ar,

resultando em CO2 concentrado63.

Após a captura, o dióxido de carbono, é comprimido e, quando está

praticamente liquefeito, é introduzido em dutos que o levarão até o local escolhido

para armazenagem. Com isso estima-se que entre 20% e 40% das emissões globais

61Fonte:<http://www.brasil.gov.br/cop/panorama/o-que-esta-em-jogo/painel-intergovernamental-

sobre-mudanca-do-clima-ipcc>, acesso em 27/04/2011. 62 OLIVEIRA W. S; MACHADO C. X; ROCKETT G. C.; KETZER J. M. Mapa Brasileiro de

Captura, Transporte e Armazenamento de Carbono Renovável , 1º congresso de co2 na indústria de petróleo, gás e biocombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

63 Fonte: <http://www.inovacao.unicamp.br/index.php>, acesso em 27/04/2011.

38

de CO2 poderão ser capturadas e armazenadas até 2050, segundo dados do Painel

Internacional sobre Mudanças Climáticas64.

Ketzer afirmou que as tecnologias de CCS são maduras, usadas

comercialmente nos EUA desde os anos 1960. Para ele, os grandes desafios são

adaptar as tecnologias já existentes às condições de produção e reduzir os custos.

Calcula-se que hoje a captura e o armazenamento de gás carbônico custem de US$

60 a US$ 80 a tonelada65.

Existem 499 projetos de CCS para captura e armazenagem de carbono no

mundo. Os dados da Empresa Australiana Worley Parsons, mostram que 224 deles

são projetos apenas de pesquisa e desenvolvimento, ou seja, de escala pequena; dos

275 restantes, 34 foram concluídos, 28 foram cancelados ou estão atrasados, e 213

estão ativos. Desses 213 projetos, apenas 101 podem operar em escala comercial, ou

seja, capturam e armazenam mais de 1 Mt de carbono por ano66.

Desses 101, somente 62 projetos são considerados integrados, ou seja,

realizam todas as etapas: captura transporte, armazenamento e monitoramento do gás

carbônico.

Desses 62 projetos integrados, somente 7 estão, de fato, em operação, o que

se explica, principalmente, por causa dos custos elevados das tecnologias CCS67.

Para Almeida, um dos maiores gargalos no uso das tecnologias CCS está na

instalação de uma planta de captura e separação de gás carbônico na plataforma, o

que requer mais espaço e amplia o peso a ser suportado por ela, obrigando a empresa

a fazer plataformas maiores no mar. Com isso, aumentam os custos de exploração68.

64 ALMEIDA A. S., da Diretoria de Exploração e Produção do Pré-Sal da Petrobras, no debate

"Pré-Sal e Mudanças Climáticas: Avaliação das Tecnol ogias de Captura e Armazenamento de Carbono ", organizado pelo Grupo de Pesquisa de Ciências Ambientais do Instituto de Estudos Avançados da USP (IEA), no dia 26 de novembro de 2009, em São Paulo.

65 OLIVEIRA W. S; MACHADO C. X; ROCKETT G. C.; KETZER J. M. Mapa Brasileiro de Captura, Transporte e Armazenamento de Carbono Renovável , 1º Congresso de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

66 ALMEIDA A. S., da Diretoria de Exploração e Produção do Pré-Sal da Petrobras, no debate "Pré-Sal e Mudanças Climáticas: Avaliação das Tecnol ogias de Captura e Armazenamento de Carbono ", organizado pelo Grupo de Pesquisa de Ciências Ambientais do Instituto de Estudos Avançados da USP (IEA), no dia 26 de novembro de 2009, em São Paulo.

67 Id. 68 GOMES R. H. P.; LEITE M. M.; QUINTANILHA L. F. N.; BARROS I. M. A.; RIBEIRO R. C.;

COSTA E. C. M. Remoção de CO 2 com Tecnologia de Membranas: Aplicação em Unidades Offshore , Petrobras/CENPES, 1º Congresso de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

39

Outro desafio está no método de extração do dióxido de carbono. Para isso,

podem ser usadas solventes como aminas e membranas. O problema tecnológico está

nos grandes volumes de amina necessários para uso no processo e o

desenvolvimento das membranas, hoje basicamente utilizadas apenas em escala de

laboratório69.

Estudos para capturar de dióxido de carbono em plataforma de petróleo

demonstram que a tecnologia de remoção por membranas, é o que apresenta a

melhor viabilidade técnica e econômica. Dentre as principais vantagens desse

sistema, quando comparado com uma unidade de aminas nas mesmas condições,

estão: a capacidade de lidar com altos teores de contaminante, “footprint” reduzido,

baixo peso, operação simples e facilidade de expansão do sistema70.

A captura de CO2 também pode ser feita por materiais cerâmicos com

capacidade de absorver quimicamente e armazenar o dióxido de carbono, em

temperaturas que variam de 70 – 600ºC, com uma eficiência de cerca de 40%,

dependendo do tipo de composição e dos componentes presentes71.

Outra dificuldade no processo de captura e separação do carbono está na

criação de uma planta capaz de lidar com concentrações variáveis de carbono. Como

opção existe a possibilidade de se reinjetar gás carbônico no reservatório para

aumentar a pressão e conseguir extrair mais petróleo, a tendência ao longo do tempo

é que se tenha menos petróleo e mais carbono na rocha, aumentando cada vez mais

a concentração de gás carbônico no reservatório.

Após a extração e sem que haja reinjeção, o gás carbônico é comprimido,

ocupando menos de 1% do espaço que ocuparia em estado normal, para depois ser

transportado por tubulações, chamadas de carbodutos, navios, trens ou caminhões,

para ser armazenado. O gás carbônico também pode ser transportado na forma

sólida, como hidrato ou gelo seco.

69 Geison P. Voga; Geraldo M. de Lima; Jadson C. Belchior; Fabrício V de Andrade e Rogério

de Oliveira CO2 - Captura e Estocagem - uma Proposta Química , 1º Congresso de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

70 Gomes R. H. P.; Leite M. M.; Quintanilha L. F. N.; Barros I. M. A.; Ribeiro R. C.; Costa E. C. M. Remoção de CO 2 com Tecnologia de Membranas: Aplicação em Unidades Offshore , Petrobras/CENPES, 1º Congresso de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

71 Geison P. Voga; Geraldo M. de Lima; Jadson C. Belchior; Fabrício V de Andrade e Rogério de Oliveira CO2 - Captura e Estocagem - uma Proposta Química , 1º Congresso de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

40

O primeiro projeto mundial em larga escala de armazenamento geológico de

CO2 foi iniciado pela empresa norueguesa Statoil e seus parceiros no Campo de

Sleipner, no Mar do Norte em 1996, onde 1 milhão de toneladas de carbono é

capturado e armazenado por ano.

Uma das tecnologias que propiciam o armazenamento do gás carbônico ocorre

nos campos depletados, reservatórios de petróleo já abandonados porque foram

explorados no limite de economicidade. Tratam-se de campos que produziram de 30

ou mais 40 anos, necessitando investirem para melhorar equipamentos e instalações,

porém, é um gasto sem retorno financeiro.

Outra opção é a injeção em aqüíferos salinos, rochas porosas que contêm

água extremamente salgada, que não podem ser usados pelo homem e não têm

contato com a superfície. O gás carbônico também pode ser armazenado no próprio

reservatório para fazer recuperação avançada de petróleo (EOR) ou em camadas de

carvão.

No caso do uso da EOR, o desafio tecnológico está no fato de a mistura do gás

carbônico com o petróleo criar outro tipo de fluido com características parecidas às de

um solvente. Também há risco de corrosão, o que vai requerer equipamentos com

metalurgia especial, ampliando o custo.

Outra possibilidade de armazenamento é em cavernas de sal, como nos

Estados Unidos e na Europa que utilizam essa técnica para armazenamento

estratégico de óleo durante o verão para uso no inverno.

Os EUA armazenam 750 milhões de barris em cavernas, para o caso de haver

guerra. São cavernas construídas, em que se fura um poço, injeta-se água para

dissolver a salmoura, e abre-se um buraco na camada de sal. Mas, nesse caso, além

do problema do custo, é preciso saber como o gás carbônico interage com a caverna e

como fazer cavernas no pré-sal, embaixo do mar, nos EUA ele são feitas em terra.

Segundo Almeida, essa tecnologia ainda não é viável comercialmente para

armazenagem de carbono.

3.1 Captura, Transporte e Armazenamento de Carbono no Brasil

Projetos de captura e armazenamento de carbono que venham a ser aplicados

no pré-sal brasileiro demandarão sistemas de tratamento e injeção de CO2 mais

compactos e materiais para fabricação de dutos que suportem o contato com o dióxido

de carbono em ambientes úmidos.

41

De acordo com o presidente do IBP, Raimar V. D. Bylaardt, o processo de

separação de CO2 exige o uso de instalações de grande porte. “Como colocá-las a

300 km da costa? Seria um custo muito elevado”, observa. Para o executivo, a

tendência é que os sistemas fiquem mais enxutos e sejam instalados nas plataformas

ou no fundo do mar72.

Na visão do chefe de Desenvolvimento de Negócios em CCS da DNV, Kaare

Helle, é preciso aproveitar o conhecimento em gasodutos para aplicar na projeção de

dutos específicos para o transporte de CO2. Embora não seja inflamável, o gás é mais

pesado e deve ser transportado acima do ponto crítico (temperatura maior que

31,06ºC e pressão maior que 73,83 bar), demandando estruturas de maior

resistência73.

Dois campos da Petrobras utilizam tecnologia CCS no Recôncavo Bahiano:

Miranga e Buracica. Desde 1991 são feitas injeções de CO2 imiscível em sete poços

do campo de Buracica, obtendo um aumento da pressão do reservatório, que utiliza

injeção miscível de CO2, com conseqüente incremento de óleo produzido. Já o projeto

do campo de Miranga, prevê o seqüestro geológico e a retirada de 370 toneladas de

CO2 da atmosfera por dia.

Um problema a ser superado está nos campos do pré-sal na Bacia de Santos.

O teor de CO2 varia entre de 8% a 12% ante uma média de 3% em outras áreas do

Brasil74.

No caso da região petrolífera de Lula, maior campo do pré-sal Brasileiro, o teor

médio de CO2 é de fica 12%, segundo o Engenheiro Alberto Sampaio de Almeida

3.2 CO2 no Método de Recuperação Avançado

A primeira injeção forçada de CO2 ocorreu no Texas, no inicio dos anos 70,

como parte de projetos de recuperação avançada de petróleo.

O processo de injeção dióxido de carbono está entre os métodos de EOR mais

eficazes para recuperação especial de petróleo. Ele é preferível devido a sua alta

eficiência de deslocamento, e ao seu potencial para benefícios ambientais

concomitantes, através da sua de sua estocagem no reservatório de petróleo.

72 Fonte: <http://portalmaritimo.com/2011/04/19/projetos-de-ccs-para-o-pre-sal-em-discussao/>,

acesso em 22/06/2011. 73 Id. 74 Fonte: http://www.adrio.org.br/site/admin/uploads/projetos/1280413958.pdf, acesso em

04/06/2011.

42

Como exposto no Capítulo 2, o CO2 apresenta forte atração e se dissolve no

óleo do reservatório causando inchamento e vaporização; e conseqüente

deslocamento do mesmo, ou seja, uma frente miscível se forma.

A pressão necessária para atingir a miscibilidade com dióxido de carbono é

geralmente muito menor do que a pressão necessária para miscibilidade com gás

natural, gás de combustão ou nitrogênio. Esta é uma grande vantagem do processo

com CO2 miscível, porque a miscibilidade dinâmica pode ser alcançada em pressões

atingíveis em um amplo espectro de reservatórios.

A pressão mínima de miscibilidade (PMM) é a mínima pressão na qual um gás

injetado pode atingir miscibilidade dinâmica através de um processo de contatos

múltiplos (MMC) com um dado óleo na temperatura do reservatório.

A injeção de gás acima da PMM é um recurso largamente utilizado para

melhorar a recuperação de óleos em muitos reservatórios.

O trabalho “Correlação Empírica para o Cálculo da Pressão Mínima de

Miscibilidade para CO2 com Dados de Campo” apresentado no 1º Congresso

Brasileiro de CO2 na Indústria do Petróleo, Gás e Bicombustíveis, mostrou uma nova

correlação para a PMM de CO2 puro75.

Nesse artigo é mostrado que a estimativa precisa da PMM pode trazer

benefícios econômicos, porém que a sua determinação experimental consome muito

tempo. E por esta razão, é que correlações empíricas apresentadas no mesmo foram

desenvolvidas76.

Estudos desenvolvidos no Centro de Estudos em Petróleo e Gás Natural

(CEPGN) da Universidade Salvador (UNIFACS) demonstraram que todas as variáveis

importantes que caracterizam o comportamento do óleo, variáveis estas que na sua

maioria são utilizadas nas correlações empíricas de PMM, estão incluídas no seu

ponto de bolha (Relatório CEPGN, 2004). Sendo assim, é possível considerar como

variáveis independentes somente a temperatura do óleo e a sua pressão de

saturação77.

75 Paulo S. M. V. Rocha e Gloria M. N. Costa Correlação Empírica para o Cálculo da

Pressão Mínima de Miscibilidade para CO 2 com Dados de Campo , 1º CONGRESSO BRASILEIRO DE CO2 NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

76 Id. 77 Id.

43

O trabalho utilizou um banco de dados de PMM compilado a partir de

informações da literatura, assim apresentou uma relação funcional da PMM em função

de dados de campo utilizando 41 óleos. A melhor relação funcional obtida foi aquela

mostrada na Equação abaixo78.

log�Q�� ?R 2 ?S T U 2 ?V T US,W 2 ?X T Q0R,W �15� Onde A0 = 1,7722015, A1 = 0,0216056, A2 = -0,0010182, A3 = 0,0064857, T é a

temperatura (°F), P b é o ponto de bolha (psia) e PMM é a pressão mínima de

miscibilidade (psia).

Nos 41 óleos empregados no desenvolvimento da correlação, a faixa de PMM

experimental foi de 1.100,0 a 4.410,0 psia. O reservatório no qual o processo é

aplicado deve ser operado acima da PMM para desenvolver miscibilidade por contatos

múltiplos79.

Pressões do reservatório abaixo da PMM resultam em deslocamentos

imiscíveis e conseqüentemente recuperações mais baixas de óleos80.

Para verificar a qualidade da descrição da PMM pela nova correlação, vários

testes foram realizados com óleos que não participaram do seu desenvolvimento.

Foram avaliados 10 óleos da literatura (Dong et al., 2000; Desch et al., 1984) e

também 4 óleos da Petrobras. Os resultados mostraram que em 3 dos óleos da

literatura o erro foi inferior a 7%, em 4 deles foi entre 8 e 10% e nos outros 3 óleos foi

entre 11 e 15%. Para os óleos da Petrobras, em dois deles o erro foi inferior a 4% e

nos outros dois o erro ficou entre 7 e 8%. Os resultados demonstram que existe uma

concordância muito boa entre valores calculados e experimentais81.

Diferentemente de outras correlações empíricas encontradas na literatura, esta

nova correlação, apresentada no artigo, não está restrita a uma região geográfica

específica, já que o seu desenvolvimento envolveu uma base de dados experimentais

obtidos da literatura com espectro geográfico bastante amplo.

78 Paulo S. M. V. Rocha e Gloria M. N. Costa Correlação Empírica para o Cálculo da

Pressão Mínima de Miscibilidade para CO 2 com Dados de Campo , 1º CONGRESSO BRASILEIRO DE CO2 NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO, Gás e Bicombustíveis, Rio de Janeiro, 2011.

79 Id. 80.Id. 81 Rocha, P. S., Alves, D. R., Costa, G. M. N. Pure And Impure CO 2 Minimum Miscibility

Pressure: Comparing Sixteen Correlations , CEPGN.

44

Esta nova correlação dispensa análises adicionais de laboratório, necessitando

para a sua implementação dados experimentais de campo disponíveis em qualquer

reservatório, que são temperatura e pressão de bolha.

Porém, esse estudo foi feito para CO2 puro que nem sempre está disponível

para uma injeção de gás. Fluxos de CO2 impuro, no entanto, estão disponíveis a partir

de uma variedade de fontes, incluindo reservatórios naturais e correntes de processo

de resíduos vegetais82.

Normalmente, o CO2 impuro contém uma quantidade significativa de nitrogênio,

H2S e hidrocarbonetos. Outra fonte potencial de CO2 impuro é o gás produzido a partir

de poços em um campo onde CO2 é injetado.

A reinjeção do gás produzido poderia reduzir o custo das injeções de CO2 de

alta pureza, porque a limpeza do fluido é cara83.

3.3 CO2 Supercrítico

Um fluido supercrítico é qualquer fluido que esteja a uma temperatura acima da

sua temperatura crítica e da sua pressão crítica. É importante ressaltar que uma

substância pode ser levada ao estado supercrítico pelo uso de calor e pressão até

superar o seu ponto crítico.

Figura 16 - Diagrama de fases do CO2

O poder de solubilização de um solvente é tanto maior quanto mais denso ele

for. Acima e nas proximidades do ponto crítico, um pequeno aumento de pressão

82 Rocha, P. S., Alves, D. R., Costa, G. M. N. Pure And Impure CO 2 Minimum Miscibility

Pressure: Comparing Sixteen Correlations , CEPGN. 83 Id.

45

produz um grande aumento do poder de solubilização do solvente. É esta

característica bastante peculiar do fluido supercrítico que se constitui no princípio

fundamental do processo de extração supercrítica.

No estado supercrítico, as propriedades físico-químicas de um fluido assumem

valores intermediários àqueles dos estados líquido e gasoso. Propriedades

relacionadas à capacidade de solubilização, como a densidade, de um fluido

supercrítico aproximam-se daquelas típicas de um líquido, enquanto que propriedades

relacionadas ao transporte de matéria, como a difusividade e a viscosidade, alcançam

valores típicos de um gás.

Sabe-se que os líquidos são excelentes solventes, mas de difusão lenta e alta

viscosidade. Os gases, por sua vez, são péssimos solventes, mas se difundem com

extrema facilidade e são pouco viscosos.

Os solventes supercríticos, combinando características desejáveis tanto de

líquidos quanto de gases, são ótimos solventes com alta difusividade e baixa

viscosidade. O dióxido de carbono é o fluído supercrítico mais usado devido ás suas

baixas temperaturas críticas (31ºC).

No processo de CCS, após a separação e recuperação do gás de queima, o

CO2 é transportado para o local de injeção e armazenamento. Para facilidade de

transporte, o CO2 é geralmente comprimido sob condições supercríticas (fase densa

com pressões acima de 1200 psi), porém quantidades substanciais de energia são

necessárias para essa compressão.

Espera-se que o armazenamento em reservas de hidrocarbonetos ou

formações salinas geralmente ocorra a profundidades abaixo de 800 m, onde as

condições de pressão e temperatura resultarão no CO2 supercrítico,

conseqüentemente, o dióxido de carbono vai ocupa menos espaço poroso na

subsuperfície que na superfície84.

Em condições supercríticas, a massa específica do CO2 fica entre 50 e 80% da

massa específica da água, o que é próximo da densidade de alguns petróleos,

resultando numa forca de empuxo positiva, que tende a levar o CO2 para cima no

reservatório, o que faz com que a selagem destas reservas seja de suma importância

para garantir que o CO2 permaneça armazenado.

84 PUC-Rio - Certificação Digital Nº 0721413/CA.

46

3.4 Análise da Corrosão do CO 2

A corrosão por CO2 é freqüentemente encontrada na indústria de petróleo e

gás e ocorre em todos os estágios de produção, desde a prospecção até as

instalações de processamento85.

Isso ocorre porque o CO2 reage com água formando ácido carbônico (H2CO3),

que é agressivo ao aço carbono. A corrosividade do ácido carbônico pode ser superior

a qualquer outro ácido completamente dissociado em um mesmo pH.

A formação do produto de corrosão sobre a superfície sofre influência da

composição do aço, do fluxo e das condições ambientais86.

Sabe-se que a camada de produto de corrosão tem papel fundamental no

mecanismo, na cinética e no tipo de corrosão por CO2. Quando existe uma camada

protetora, a transferência de massa de e para a superfície metálica se torna o fator de

controle da taxa de corrosão, antes do desprendimento do hidrogênio.

A formação irregular da camada de corrosão e a sua destruição localizada são

os principais fatores que contribuem para a corrosão localizada por CO2. Camadas de

corrosão protetoras são capazes de diminuir a taxa de corrosão inicial em até 3 vezes,

levando a taxa nula de corrosão com o passar do tempo. A corrosão por dióxido de

carbono pode ser ocasionada tanto pelas condições do meio, quanto pelos aspectos

metalúrgicos ou materiais.

Os fatores ambientais que afetam a corrosão por CO2 são o pH, a pressão

parcial do dióxido de carbono, a contaminação com oxigênio, a temperatura, a

composição química da solução e supersaturação, a taxa de fluxo e contaminação por

H2S.

A corrosão por CO2 em aços carbono e de baixa liga é fortemente dependente

da formação de filmes na superfície durante os processos de corrosão. A proteção, a

taxa de formação/precipitação e a estabilidade do filme controlam a taxa de corrosão e

a sua natureza (corrosão generalizada ou localizada).

Em geral, as características de proteção do filme de corrosão dependem tanto

das características do aço carbono (microestrutura, tratamento térmico, elementos de

liga) quanto das variáveis ambientais. 85 EBENEZER R. R. L. S. Análise da Corrosão e da Erosão-Corrosão do Aço Car bono em

Meio com NaHCO 3 e CO2, Dissertação de Mestrado, UFR, Curitiba, 2008. 86 Id.

47

Esses filmes podem ser dos tipos transparentes, carbetos de ferro (Fe3C),

carbonatos de ferro (FeCO3), carbonatos de ferro com carbetos de ferro (FeCO3 +

Fe3C).

Muitos estudos têm sido feitos para mitigar os efeitos da corrosão por CO2 na

indústria de Petróleo, principalmente nas tecnologias de CCS com a utilização de

resinas internas protetoras.

48

Capítulo IV

49

4 Materiais e Métodos

Com o intuito de comparar os distintos métodos de recuperação, foram

realizadas diversas rodadas no simulador Master 3.0, que é descrito no item 4.1.

Para isso, utilizou-se um reservatório sintético, baseado em uma malha

cartesiana.

4.1 Simulador

O Master (Miscible Applied Simulation Techniques for Energy Recovery) é um

simulador multicomponente e pseudomiscível, que pode ser usado para simular

recuperação avançada com injeção de CO2 e possui uma opção de formação de

espuma (solvente mais água) para injeção de água alternando com gás (WAG).

A versão do Master usada foi a 3.0, desenvolvido em um computador pessoal

(Dell Dimension 8300 Pentium 4 CPU 3,20 GHz, 3.19GHz 2,0 GB de RAM) e foi

escrito em padrão Fortran 77/90.

O Master simula, simultaneamente, faixas de reservatórios de óleo, gás natural,

água, até quatro espécies de solvente, e um surfactante. O gás natural

(hidrocarbonetos leves) e o solvente 1 se misturam ao óleo, gás (fase vapor da

composição usada) e as fases aquosa, enquanto solventes 2, 3 e 4 se mistura

somente às fases gás e óleo. O surfactante existe apenas na fase aquosa.

O Master 3.0 está disponível gratuitamente para dowload no link

http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/software/simulat.html, (acesso em

20/05/2011). O arquivo contém o manual e alguns exemplos que ajudam na melhor

compeensão da injeção de gás e WAG.

4.2 A Simulação – Input

Os dados de entrada são encontrados no arquivo “master.d” e devem ser

configurados de acordo com o interesse.

4.2.1 Malha

O arranjo de células utilizado foi (7 x 7 x 3). Dois tamanhos de malha foram

analisados, (1000, 1000, 75) (ft) e (500, 500, 60) (ft), com objetivo de estudar o

50

comportamento da simulação para proporções de “z” em relação a “x” e “y” maiores e

menores que 10%.

Figura 17 - Sistema de orientação da malha

Foram analisadas simulações para duas porosidades diferentes 30% e 20%,

com objetivo de estudar a influência sobre o acumulado de óleo recuperado ao fim de

10 anos.

Foi usada uma permeabilidade variando entre 50mD e 200mD, considerando

que quanto maior a permeabilidade melhor o escoamento do fluido no reservatório.

Os dados de análise PVT para água, óleo e gás utilizados foram os mesmos

que dos exemplos do simulador, dada a dificuldade de se obter esses dados na

literatura para as áreas de interesse.

A pressão de bolha inicial do óleo no reservatório foi calculada usando uma

correlação em função da razão gás/óleo (nesse caso igual à razão de solubilidade), da

densidade do gás produzido, do grau API do óleo e da temperatura do reservatório87.

A razão de solubilidade foi calculada pela correlação proposta por Standing

(1981), em função da densidade do gás produzido, do grau API do óleo, da pressão e

da temperatura do reservatório, expresso no sistema americano de unidades88.

YI G�Z(�U[H � �\ ]-�-��

18 10R,RSVW°_`a10R,RRRbSc�d�e

S,VRW �16�


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p. 73. 88 Id.

51

Onde dg = 0,878 é a densidade do gás natural produzido, retirado do exemplo

do simulador ºAPI = 26 que é próximo ao valor do óleo dos reservatórios do pré-sal, a

T=140ºF e a pressão de 500 kgf/cm2 (7125,8 psia), sendo assim, temos:

YI G�Z(�U[H � 0,87 T ]7125,80

18 T 10R,RSVWTVf10R,RRRbSTSgRe

S,VRW

YI��Z(/�U[� � 2049,46

Usando a razão de solubilidade para o cálculo da pressão de bolha:

-0�-�� 18,20�[ # 1,4� �17�

[ � ]Y7 ��Z(/�U[��\ e

R,hXT 10iR,RRRbSc�d�jR,RSVW°_`ak �18�

[ � l2049,460,87 mR,hX T 10iR,RRRbSTSgRjR,RSVWTVfk

[ � 399,26

-0�-�� 18,20�399,26 # 1,4�

-0�-�� 7241,05

A massa específica do óleo usada foi calculada em função do ºAPI, sendo89:

°?Qn � 141,5�R # 131,5 �19�

�R � 141,5°?Qn 2 131,5 �20�

�R � 141,526 2 131,5

�R � 0,89

�R � oópq�oá\Ds �21�

oópq� � 0,89 T 62,4


Petróleo , 1º reimpressão, Rio de Janeiro, Interciência, 2007, p. 56.

52

oópq� � 55,536 ��*/��X

A massa específica da água usada foi de 62,4 lbm/ft3 e a do gás natural de

0,0647 lbm/ft3, esses dados foram retirados dos exemplos do simulador.

O número de solventes miscíveis e os dados da tabela PVT para os solventes

existentes utilizados também foram os dos exemplos, com exceção da massa

específica do solvente 1 e da pressão mínima de miscibilidade, que foi utilizada a do

CO2 puro, considerando a densidade do mesmo igual a 0,95:

�\ � otuvos% �22�

os% � 0,076362��*/��X

otuv � 0,95 T 0,076362

otuv � 0,0725 ��*/��X

A pressão de miscibilidade do solvente foi calculada utilizando a Equação 15

exposta no Capítulo 3, que foi:

log�Q�� ?R 2 ?S T U 2 ?V T US,W 2 ?X T Q0R,W �15�

Onde A0 = 1,7722015, A1 = 0,0216056, A2 = -0,0010182, A3 = 0,0064857, T é a

temperatura (°F), P b é o ponto de bolha do óleo (psia) e PMM é a pressão mínima de

miscibilidade (psia).

log�Q�� 1,7722015 2 0,0216056 T 140 # 0,0010182 T 140S,W 2 0,0064857 T 7241,05R,W

log�Q�� 3,66

Q�� 4570,88 -��

Os parâmetros de controle da corrida também permaneceram os mesmos dos

exemplos do simulador.

Os dados de recorrência foram especificados de acordo com o interesse de

injeção, somente gás, somente água ou WAG.

53

4.2.2 Injeção de CO 2

Na injeção de dióxido de carbono o poço produtor deve ficar na camada 3

(considerando o sentido de z na Figura 17) e o poço injetor na camada 1, pois como o

CO2 pode ter uma densidade menor que a do óleo e tende a ir para cima,

“empurrando” o óleo para o poço produtor. Em todas as rodadas simuladas utilizou-se

uma malha um quarto de five-spot, com um poço produtor e um injetor.

O produtor ficou localizado na célula (7,7,3), completado somente nesta

camada e com vazão determinada de 2000 STB/d, pressão mínina no fundo do poço

de 1000 psia, raio de 0,258 ft. A localização do poço injetor foi (1,1,1), também

completado em apenas uma célula, porém a razão de injeção é determinada pela

mobilidade total (óleo, água, gás e solvente) e pressões de cada camada, sendo a

pressão máxima de injeção utilizada de 4500 psia.

3.2.3 Injeção de Água

Na injeção de água o poço produtor é localizado na camada 1 e o injetor na

camada 3, pois a água tem uma densidade maior que a do óleo, então tende a

“descer” deslocando o óleo para o poço produtor.

Para configurar os poços de injeção foi utilizado o exemplo 4 (apêndice A) de

injeção WAG disponível em arquivo de exemplo do simulador. A injeção de solvente

foi transformada em injeção de água. Isso foi feito dada a dificuldade em especificar

somente a injeção de água, já que o Master não foi configurado para esse tipo de

injeção, sendo o Boast o mais usado para recuperação com injeção de água. Por isso

“enganamos” o simulador, onde era injeção de solvente transformamos em injeção de

água e onde era de água permaneceu, no final só tinha poços injetores de água ao

longo dos 10 anos. Essa mudança foi feita trocando as especificações de injeção no

arquivo de entrada, onde era injeção de solvente para injeção de água.

A pressão no fundo do poço produtor também foi de 1000 psia e a pressão de

injeção de 4500 psia, o raio dos poços de 0,258 ft e a vazão de produção de 2000

STB/d. A vazão de injeção de água também foi especificada em 5500 STB/d.

4.2.4 Injeção WAG-CO 2

Foram feitas duas análises, uma começando pela injeção de CO2 e a outra pela

injeção de água, com objetivo de avaliar qual das duas opções obteria melhor

resultado para a indústria de petróleo.

54

4.2.4.1 WAG-CO2 Começando com Água

Considerando 49 bancos de injeção, como nos exemplos do simulador, ao

longo dos 10 anos, foram estudadas duas configurações:

- Com 16 bancos de injeção de água e 32 bancos de injeção de solvente, de forma

alternada, sendo os 2 primeiros bancos de água. Dos bancos de solventes, 16 foram

do tipo que a razão de injeção depende da pressão da camada e as outras 16 com

vazão de 30000 Mcf/d;

- E com 33 bancos de injeção de água e 16 bancos de injeção de solvente, também

com os 2 primeiros bancos de água. Das injeções de solventes, 9 foram do tipo que a

razão de injeção depende da pressão da camada e as outras 7 com vazão de 30000

Mcf/d.

4.2.4.2 WAG-CO2 Começando com CO 2

Da mesma forma como foi feito para o WAG-CO2 começando com injeção de

água, foram analisadas duas configurações começando com injeção de CO2:

- Com 16 bancos de injeção de água e 33 bancos de injeção de solvente (CO2), de

forma alternada, sendo os dois primeiros bancos de CO2. Dos bancos de dióxido de

carbono 16 são do tipo que a razão de injeção depende da pressão da camada e as

outras 16 com vazão de 30000 Mcf/d;

- E com 24 bancos de injeção de água e 25 bancos de injeção de solvente, de forma

alternada, sendo os dois primeiros de CO2. Dos bancos de dióxido de carbono 13 são

do tipo que a razão de injeção depende da pressão da camada e as outras 12 com

vazão de 30000 Mcf/d.

4.3 A Simulação – Execução

Configurados os dados de entrada, ou seja, o arquivo “master.d”, deve-se

salvá-lo em uma pasta juntamente com o arquivo “master.exe”, que é o arquivo

executável do simulador. Após clicar no arquivo “.exe” são gerados arquivos de saída

“MASTER.OUT” e “MASTER.SUM” na mesma pasta. Caso ocorra algum erro, mais

três arquivos serão gerados, o “MASTER.MBE”, “screen.out” e “fort2”, porém, ao

contrário dos simuladores comerciais, o “Master 3.0” não fornece de forma exata a

causa do erro de simulação, o que torna difícil a detecção do que causou o problema.

55

Capítulo V

56

5 Resultados e Discussões

5.1 A Simulação – Output

Este item é apresentado com o intuito de expor algumas das dificuldades de

rodada verificadas durante a utilização deste simulador gratuito Master. A partir da

definição de um cenário geológico (malha, porosidade, permeabilidade, etc) no qual

todos os distintos métodos forneciam resultados de simulação sem erro algum, partiu-

se para a comparação entre as alternativas estudadas (injeção de CO2, injeção de

água e WAG-CO2).

5.1.1 Injeção de CO 2

5.1.1.1 Para 20% de Porosidade:

Malha (500, 500, 60)

Foram gerados cinco arquivos de saída, ou seja, ocorreu o erro que é

especificado no arquivo “screen.out”, como “PAVG IS GREATER THAN PAMAX.”.

No arquivo “.OUT” obtemos diversas informações importantes como, Oil in

Place (VOIP) de cada camada e o total, que nesse caso foi de 13.688.337 STB, e a

produção acumulada de óleo 730.000 STB, em 1 ano, que foi o tempo da rodada até o

erro ocorrer.

57

No arquivo “.SUM” tem uma tabela com todas as informações de produção a

cada dia.

Malha (1000, 1000, 75):

Foram gerados dois arquivos, ou seja, a corrida procedeu de forma correta.

58

No arquivo “.OUT” observa-se um VOIP de 68.441.680 STB, e a produção

acumulada de óleo 44.703.332 STB, em 10 anos. O fator de recuperação obtido foi de

65,32% do volume de óleo original.

59

5.1.1.2 Para 30% de porosidade:

Malha (500, 500, 60):

No arquivo “.OUT”, VOIP total foi de 20.532.510 STB, e a produção acumulada

de óleo 15.833.815 STB, em 10 anos. O fator de recuperação obtido foi de 77,12% do

volume de óleo original.

60

Malha (1000, 1000, 75):

No arquivo “.OUT”, VOIP foi de 102.662.547 STB, e a produção acumulada de

óleo 56.043.876 STB, em 10 anos. O fator de recuperação obtido foi de 54,59% do


61

5.1.2 Injeção de Água


Malha (500, 500, 60):

Foram gerados cinco arquivos de saída, ou seja, ocorreu o erro que é

especificado no arquivo “screen.out”, como “WARNING: P < 0 OR P > PMAXT.”.

No arquivo “.OUT”, o VOIP foi de 13.688.337 STB, e a produção acumulada de

óleo 2.614.940 STB, em 2 anos e 3 meses, que foi o tempo da rodada até o erro

ocorrer.

62

Malha (1000, 1000, 75):

No arquivo “.OUT”, o VOIP foi de 68.441.680 STB, e a produção acumulada de



63


Malha (500, 500, 60):

No arquivo “.OUT” o VOIP foi de 20.532.510 STB, e a produção acumulada de



64

Malha (1000, 1000, 75):




65

5.1.3 Injeção WAG-CO 2 começando com água


Configuração com 16 blocos de injeção de água e 33 blocos de injeção de solvente.

Malha (500, 500, 60):

Ocorreu erro que é especificado no arquivo “screen.out”, que foi “MAXIMUM

GOR HAS BEEN EXCEEDED.”.

No arquivo “.OUT” o VOIP que foi 13.688.337 STB, e a produção acumulada de

óleo 1.460.000 STB, em 2 anos, que foi o tempo da rodada até o erro ocorrer.

66

Malha (1000, 1000, 75):


óleo 28.403.114 STB, em 10 anos. O fator de recuperação obtido foi de 42% do


67

Configuração com 33 correntes de injeção de água e 16 correntes de injeção de

solvente.

Malha (500, 500, 60):

Ocorreu um erro que é especificado no arquivo “screen.out”, que foi

“MAXIMUM GOR HAS BEEN EXCEEDED.”.

68


óleo 1.460.000 STB, em 2 anos, que foi o tempo da rodada até o erro ocorrer.

69

Malha (1000, 1000, 75):

No arquivo .OUT o VOIP foi de 54.753.348 STB, e a produção acumulada de



70



solvente.

Malha (500, 500, 60):




71

Malha (1000, 1000, 75):




72


solvente.

Malha (500, 500, 60):




Malha (1000, 1000, 75):

73




74

5.1.4 Injeção WAG-CO 2 começando com solvente (CO 2)



solvente.

Malha (500, 500, 60):

Ocorreu o erro que é especificado no arquivo “screen.out”, que foi “WARNING:

P < 0 OR P > PMAXT.”.


óleo 3.445.042 STB, em 2 anos e 3 meses.

75

Malha (1000, 1000, 75):




76


solvente.

Malha (500, 500, 60):

Ocorreu o erro que é especificado no arquivo “screen.out”, que foi “WARNING:

P < 0 OR P > PMAXT.”


óleo 730.000 STB, em 1 ano.

77

Malha (1000, 1000, 75):




78



solvente.

Malha (500,500,60):

79




Malha (1000, 1000, 75):

80





solvente.

Malha (500,500,60):

81




Malha (1000, 1000,75):




82

5.2 Análise dos Resultados

Podemos observar nos resultados expostos na Tabela 3 que para todos os

casos em que foi utilizada uma porosidade de 20% e uma malha de (500, 500, 60)

deram erro no simulador. Porém, não foi possível identificar o motivo pelo qual essas

rodadas não foram concluídas, em virtude de o simulador ser limitado na apresentação

do detalhamento do erro.

83

Como também podemos observar, todos os outros casos foram concluídos

com sucesso, contudo será feita a análise detalhada somente do caso com porosidade

de 30% e malha de (500, 500, 60). Pois quanto menor a malha utilizada melhor é o

resultado da simulação.

Tabela 3 - Comparação das Simulações

Sendo assim, serão avaliados os resultados apresentados nessas simulações

de forma mais detalhada no item 5.2.1.

5.2.1 Resultados

5.2.1.1 Óleo Acumulado

Figura 18 - Óleo acumulado

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 1000 2000 3000 4000

Milhões

Injeção de CO2

Injeção de àgua

Inj. WAG-CO2 inicio

água A=16 S=33

Inj WAG-CO2 início

água A=33 S=16

Inj WAG-CO2 início CO2

A=16 S=33

Inj. WAG-CO2 início

CO2 A=24 S=25

Resultados

84

Considerando A número de blocos de injeção de água e S número de blocos

de injeção de solvente (CO2).

Observamos, que a injeção de CO2 é o que apresentou uma maior taxa de óleo

acumulado em 3.650 dias, atingindo cerca de 16 milhões de STB de óleo, embora a

recuperação do óleo estivesse prevista para ser maior no método WAG-CO2, essa

economia pode não ser tão favorável devido as altas taxas de produção de solvente

na injeção de CO2, que pode ser verificado na Figura 22, como será mostrado no item

5.2.1.4.

Fato semelhante foi descrito no Capítulo 2, onde uma simulação computacional

descrita por Todd e Longstaff mostrou que a recuperação do óleo que também era

prevista para ser maior no processo WAG-CO2, foi maior na injeção contínua de CO2,

porém a economia também não foi favorável, em virtude da produção tardia.

Os valores de RGO (razão gás/óleo) para o cenário de injeção de CO2 são

elevados, como observado na Figura 19, o que tornaria inviável este processo, como

no Denver Unit no campo de Wasson (San Andres) no oeste do Texas, em que os

poços produtores da área com injeção de CO2 tenderam a altas RGO e tiveram de ser

fechados, esse caso está melhor descrito no capítulo 2.

Além disso, em um simulador comercial, há a possibilidade de limitar o RGO

(cartão de monitoramento) e com isto, provavelmente, a recuperação seria

consideravelmente menor. Este resultado permitiu, deste modo, verificar uma das

limitações do simulador utilizado neste estudo.

O segundo melhor resultado na produção acumulada de óleo foi com injeção

WAG-CO2 começando com injeção de CO2, com 33 blocos de injeção de CO2 e 16 de

água. No método WAG-CO2 o escoamente entre água e dióxido de carbono

combinados resulta na redução da mobilidade de cada fase melhorando a eficiência

de recuperação do óleo. Isso ocorre de forma mais eficiênte quando começamos com

a injeção do banco de CO2 pois a água pode causar aprisionamento do óleo, e esse

óleo aprisionado não é solubilizado.

Essa pode ser a razão de no processo WAG-CO2 começando com CO2 ter uma

eficiência de recuperação melhor quando injetamos menos água, que é o caso com 16

blocos de água para 33 blocos de solvente, apresentando um fator de recuperação de

67,26%, enquando que no caso onde são injetados 24 blocos de água para 25 de

solvente o fator de recuperação foi de 64,15%.

85

Na Figura 18 também observamos que a injeção de água é melhor do que o

pior dos casos de WAG-CO2, começando com água e com 33 blocos de injeção de

água contra 16 de solvente, mas inferior ao melhor esquema de injeção alternada. No

WAG-CO2 injetando muita água, resulta no aumento da saturação de água na

interface solvente/óleo o que pode ocasionar o aprisionamento do óleo residual. A

injeção água não tem uma boa resposta se comparada ao WAG-CO2 pois não dispõe

do efeito benéfico do solvente, que é a redução da mobilidade de cada fase no

escoamento dos fluidos.

Comparando a razão solvente/óleo (RSO), injeção de gás no início leva a

valores altos de RSO rapidamente. Deste modo, injeção WAG-CO2 começando com

água, em seu melhor esquema de injeção, propicia a obtenção de alto FR (fator de

recuperação) acompanhado de menor produção de gás, como observado na Tabela 4.

Tabela 4 - Fator de Recuperação

86

5.2.1.2 Razão Gás/Óleo

Figura 19 - Razão gás/óleo

Observamos que todos os métodos exceto a injeção de CO2 produzem uma

razão gás óleo bem próximas.

Em Denver Unit no campo de Wasson (San Andres) no oeste do Texas, em um

projeto piloto real, foram estabelecidas injeção WAG-CO2 e injeção contínua de CO2,

como exposto no Capítulo 2, com o progresso do processo, alguns poços produtores

na área contínua tenderam a altas razões gás óleo (RGO) e tiveram de ser fechados.

Ou seja, uma razão gás/óleo muito elevada, como a apresentada na injeção de CO2

simulada no trabalho, pode gerar problemas na produção, de tal modo que poços

tenham que ser abandonados.

-0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 1000 2000 3000 4000

Milhões

Inj. de água

Inj. de CO2


água A=16 S=33


água A=33 S=16

Inj WAG-CO2 início

CO2 A=16 S=33

Inj WAG-CO2 início

CO2 A=24 S=25

Inj. de água

Resultados RGOResultados RGO

87

5.2.1.3 Razão Solvente/Óleo

Figura 20 - Razão solvente/óleo para WAG-CO2

Dentre os métodos WAG-CO2, o que apresentou melhor resultado em relação a

razão solvente/óleo foi a configuração onde o processo de recuperação se iniciou

injetando água e com uma relação de blocos de injeção de 33 de água e 16 de

solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado em termos de fator

de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG-CO2.

Os WAG-CO2 começando com injeção de CO2 obtiveram a maior RSO, em

relação aos que começaram com injeção de água, mas comparado com a RSO da

injeção do CO2 são mais favoráveis.

0

50

100

150

200

250

300

0 1000 2000 3000 4000

Milhares

WAG-CO2 início água

A=16 S=32

WAG-CO2 início água

A=33 S=16

WAG-CO2 início CO2

A=16 S=33

WAG-CO2 início CO2

A=24 S=25

Injeção de CO2

ROS (SCF/STB) X Tempo (dias)

Observamos na Figura

de CO2 do que nos métodos WAG

produzido deverá ser tratado para retirada do solvente, o que pode ser inviável

economicamente. Essa produção de solvente poderá ser mel

Figuras 22 e 23.

5.2.1.4 Produção de Solvente

Figura

Dentre os métodos WAG

configuração que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de

33 de água e 16 de solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado

0

50

100

150

200

250

300

0 1000

Milhares

Figura 21 – Razão solvente/óleo

Figura 21 que a razão solvente/óleo é muito maior na injeção

do que nos métodos WAG-CO2, o que é um problema, pois todo esse óleo


economicamente. Essa produção de solvente poderá ser melhor observado nas

rodução de Solvente

Figura 22 - Produção de solvente para WAG-CO2

Dentre os métodos WAG-CO2 o que apresentou melhor resultado foi

ção que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de


1000 2000 3000 4000

WAG-CO2 início

água A=16 S=32

WAG-CO2 início

água A=33 S=16

WAG-CO2 início

CO2 A=16 S=33

WAG-CO2 início

CO2 A=24 S=25

Injeção de CO2

RSO (SCF/STB) X Tempo (dias)

88

muito maior na injeção

, o que é um problema, pois todo esse óleo


hor observado nas

o que apresentou melhor resultado foi a

ção que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de


CO2 início

água A=16 S=32

CO2 início

água A=33 S=16

CO2 início

CO2 A=16 S=33

CO2 início

CO2 A=24 S=25

Injeção de CO2

em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG

CO2.

Os WAG-CO2 come

solvente, em compensação os que deram melhor resultados em termos de fator de

recuperação, que comparados a injeção de CO

Como observado na

bem maior que nos métodos WAG

produção de solvente para a

em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG

começando com injeção de CO2 foram os que produziram mais


recuperação, que comparados a injeção de CO2, Figura 18, são mais vantajosos.

Figura 23 - Produção de solvente

Como observado na Figura 23 a produção de solvente na injeção de CO

bem maior que nos métodos WAG-CO2, tanto que foi usada até uma escala maior de

produção de solvente para a diferença ser melhor observada.

89

em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG-

produziram mais


, são mais vantajosos.

a produção de solvente na injeção de CO2 é

, tanto que foi usada até uma escala maior de

90

Capítulo VI

91

6 Conclusão

Com objetivo de é estudar o efeito do teor de CO2 injetado sobre o fator de

recuperação de reservatório sintético submetido ao processo de recuperação especial

WAG, diversas rodadas foram realizadas para a escolha do melhor modelo de

simulação de escoamento. Isso foi necessário para comparar os métodos de

recuperação simulados, levando em consideração à limitação do simulador utilizado.

Pequenas variações nas dimensões das células, ou nos controles dos poços,

acarretavam em rodadas problemáticas. Por outro lado, estas mesmas rodadas foram

de grande importância para o aprendizado sobre a utilização deste simulador e sobre

a simulação de escoamento em geral.

A comparação dos métodos revelou que a injeção de CO2 alcançou o maior

valor de fator de recuperação. Este valor foi alcançado, entretanto, por meio de

circulação excessiva de gás no meio poroso, verificado pelo aumento considerável da

razão gás-óleo.

Ao se considerar o parâmetro RGO, o Método de Recuperação Especial WAG-

CO2 apresentou excelentes resultados nas simulações realizadas no aumento dos

fatores de eficiência da recuperação de petróleo sem a elevação da circulação de gás.

Deste modo, dentre os métodos estudados para este reservatório sintético, com o

simulador em questão, o WAG-CO2 revelou-se o melhor método para incremento da

produção do reservatório.

Foram estudados quatro distintos esquemas de injeção alternada de água e

CO2, que envolveram o tipo de fluido a ser injetado inicialmente (água ou gás) e o

número de bancos de injeção utilizados. Dentre estes, a melhor alternativa foi a que

envolveu a injeção inicial de CO2 e com maior volume deste gás injetado do que de

água.

Os resultados obtidos foram limitados em parte devido à utilização de um

simulador que não permitiu o controle adequado das vazões de produção e da

pressão do reservatório. Os simuladores comerciais permitem esse controle das

vazões, o que é realizado na prática por engenheiros de reservatórios que gerenciam

um campo real de produção.

92

Em termos práticos, por exemplo, a produção excessiva de gás poderia ser

acompanhada por restrição, ou eventual fechamento do poço, evento que não pode

ser simulado com o Master. O simulador utilizado apresenta limitações, como

apresentadas anteriormente. Por outro lado, roda facilmente em computadores, de

forma independente da configuração dos mesmos, e em intervalos de tempos curtos, o

que permite a realização de várias rodadas em um tempo adequado.

Em termos de aprendizado, permitiu o entendimento do funcionamento padrão

de um aplicativo para a simulação numérica de escoamento de petróleo.

93

Capítulo VII

89

7 Sugestões para Trabalhos Futuros

1 Utilizar simulador comercial, com possibilidade de controle de pressão do

reservatório e de poços, com o intuito de validar o resultado obtido com o simulador

Master 3.0. Simuladores comerciais permitem maior controle de parâmetros de

produção, como limite de RGO, corte de água e pressão média do reservatório, que

poderiam levar a resultados distintos do obtido neste estudo.

2 - Rodar os casos com malhas mais discretizadas na vertical, com o intuito de

verificar de modo mais adequado os efeitos gravitacionais. Como apresentado no

capítulo de Resultados e Discussões, foram encontradas restrições no simulador

Master 3.0 que dificultaram a discretização vertical.

90

Capítulo VIII

91

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96

Apêndices

97

Apêndice A

Exemplo 4

MASTER VALIDATION Example 4 - WAG INJECTION - KILLOUGH & KOSSACK (1987): SPE16000 Scenario 3

7 7 3

GRID BLOCK LENGTHS

-1 -1 0 500. 500. 20. 20. 20. GRID BLOCK MODIFICATIONS 0 0 0 0 CAPROCK BASE DEPTH 0 8325. POROSITY AND PERMEABILITY -1 0 0 0 .30 200. 200. 200. 200. 200. 200. 50. 50. 50. POROSITY AND PERMEABILITY MODIFICATIONS 0 0 0 0 0 RELATIVE PERMEABILITY-CAPILLARY PRESSURE DATA 2 [KR3P] 1 [ITABS] 1 [NTABS] <--SWT---><--KROW--><--KRW---><--PCOW--> .20 1.00 .0000 45.0 .2899 .67690 .0022 19.03 .3778 .4153 .0180 10.07 .4667 .2178 .0607 4.90 .5556 .0835 .1438 1.8 .6444 .0123 .2809 .50 .70 .000 .4089 .05 .7333 .000 .4855 .01 .8222 0.0 .7709 0.0 .9111 0.0 1.0 .00 1.00 0.0 1.000 0.0 1.10 0.0 1.000 0.0 <--SGT---><--KROG--><--KRG---><--PCGO--> .00 1.00 .0000 0.0 .05 .88 0.0 0.0 .0889 .7023 .001 0.0 .1778 .4705 .01 0.0 .2667 .2963 .03 .001 .3556 .1715 .050 .001 .4444 .0878 .10 .03 .5333 .037 .20 .8 .6222 .011 .350 3.0 .650 .000 .39 4. .7111 .000 .56 8.

98

.80 0.0 1.0 30. 1.00 0.0 1.000 30.0 1.10 0.0 1.000 0.0 < PBO ><VSLOPE >< BOSLP >< BWSLP >< PMAX > 2302.3 .00002524 -.00002185 -.0000033 4800.0 < VISO >< BO >< RSO > 14.7 .3100 1.0348 0.0 500.0 .2950 1.1017 117.6 1000.0 .2740 1.1478 222.6 1200.0 .2640 1.1677 267.7 1500.0 .2490 1.1997 341.4 1800.0 .2340 1.2350 421.5 2000.0 .2240 1.2600 479.0 2302.3 .2080 1.3010 572.8 2500.0 .2000 1.3278 634.1 3000.0 .1870 1.3956 789.3 3500.0 .1750 1.4634 944.4 4000.0 .1670 1.5312 1099.5 4500.0 .1590 1.5991 1254.7 4800.0 .1550 1.6398 1347.8 < VISW >< BW >< RSW > 14.7 .70 1.000 0.0 500.0 .70 .9984 0.0 1000.0 .70 .9968 0.0 1500.0 .70 .9951 0.0 2000.0 .70 .9935 0.0 2302.3 .70 .9925 0.0 3000.0 .70 .9902 0.0 4000.0 .70 .9869 0.0 4800.0 .70 .9843 0.0 < VISG >< BG >< CR > 14.7 .0107 1.187015 .000005 500.0 .0127 0.033262 .000005 1000.0 .0134 0.016005 .000005 1200.0 .0138 0.013161 .000005 1500.0 .0145 0.010363 .000005 1800.0 .0153 0.008535 .000005 2000.0 .0159 0.007637 .000005 2302.3 .0170 0.006598 .000005 2500.0 .0177 0.006190 .000005 3000.0 .0195 0.005532 .000005 3500.0 .0214 0.005118 .000005 4000.0 .0232 0.004840 .000005 4500.0 .0250 0.004617 .000005 4800.0 .0261 0.004510 .000005 < RHOSCO>< RHOSCW>< RHOSCG> 38.53 62.4 .06864 <NSLUGS> <NSREAD> 1 2 [No. of solvents for simulation; No. of solvent datasets] ---------- SOLVENT PVT DATA AND MODIFIED OIL & GAS PROPERTIES ----------- < PBO1 ><VO1OPE >< BO1OPE > (Base solvent only) 14.7 .00002524 -.00002185 < PBW1 ><VW1OPE >< BW1OPE > (Base solvent only) 14.7 0.0 0.0 < MEG1 >< MEG2 > [MEG1 = "omega" for gas-solvent miscibility] 1.00 1.00 [MEG2 = "omega" for oil-gas-solvent miscibility] < PMISC >< FPMISC >< SOMIN >< REDK >< BETA >< SORM >< VSFRAC > 3000.0 1.00 -1.0 0.50 -1.0 0.0 0.01

99

< RHOSC1 >< RHOSC2 >< RHOSC3 >< RHOSC4 > .06269 .06269 .06269 .06269 ....... B A S E S O L V E N T D A T A ......... <PRES>< VIS >< FVF >< RSOS1>< RSWS1>< BO1 >< MUO1 >< BW1 >< MUW1 > 14.7 .011 1.125325 0.0 0.0 1.0348 .31 1.0 .70 500.0 .012 0.03145 117.6 0.0 1.1017 .295 .9984 .70 1000.0 .013 0.01421 222.6 0.0 1.1478 .274 .9968 .70 1200.0 .014 0.01143 267.7 0.0 1.1677 .264 .9961 .70 1500.0 .016 0.00875 341.4 0.0 1.1997 .249 .9951 .70 1800.0 .018 0.00711 421.5 0.0 1.2350 .234 .9941 .70 2000.0 .019 0.00634 479.0 0.0 1.2600 .224 .9935 .70 2302.3 .022 0.00550 572.8 0.0 1.3010 .208 .9925 .70 2500.0 .023 0.00510 634.1 0.0 1.3278 .200 .9918 .70 3000.0 .027 0.00438 789.3 0.0 1.3956 .187 .9902 .70 3500.0 .031 0.00393 944.4 0.0 1.4634 .175 .9885 .70 4000.0 .034 0.00361 1099.5 0.0 1.5312 .167 .9869 .70 4500.0 .037 0.00338 1254.7 0.0 1.5991 .159 .9852 .70 4800.0 .038 0.00327 1347.8 0.0 1.6398 .155 .9843 .70 ........... S O L V E N T N O. 2 D A T A ........................ < PRES >< VIS >< FVF >< RSOS2 > [solvent 2 data] 14.7 0.0200 0.0150 0.0 100.0 0.0200 0.0150 75.0 500.0 0.0200 0.0150 150.0 4800.0 0.0200 0.0150 800.0 .......... M O B I L I T Y C O N T R O L T A B L E .......... 11 0 0.500 [NOMOB, MOBCTL, CSN] < NSC >< FRCO2 > 0.00 0.00 0.10 0.22 0.20 0.35 0.30 0.47 0.40 0.57 0.50 0.65 0.60 0.72 0.70 0.78 0.80 0.82 0.90 0.845 1.00 0.850 EQUILIBRIUM PRESSURE INITIALIZATION/CONSTANT SATURATIONS 1 0 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0

100

4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 0.80 0.20 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 KSW1 KSW1 KSW3 1 0 0 NMAX< FACT1 >< FACT2 >< TMAX >< WORMAX >< GORMAX >< PAMIN >< PAMAX > 8000 1.00 1.00 4380. 5.0 50000. 15.0 5000. KSOL MITR OMEGA TOL ncycl DSMAX DPMAX ITMAX RTOL NERR 3 450 1.70 0.001 12 0.05 100.00 5 .001 1 WEIGHT 1.0 TRANSMISSIBILITY MODIFICATION CARDS 0 0 0 0 0 IFOAM CODE 0 RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 7 7 3 1 1 12000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 7 7 3 1 1 12000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 3000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

101

11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

102

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

103

0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN

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1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

105

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

106

1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

107

2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

108

5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

109

7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

110

10.0 .50 40. END Q3 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

111

1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

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0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

113

2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS

114

2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN

115

1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

116

7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10 1 5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.200 .20 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.500 .50 40. 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.000 .50 40. 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.25 .50 40. 0 16 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR11 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

117

3.4 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 3.0 .50 40. END Q2 YR11 1 5 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.200 .20 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.500 .50 40. 0 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.000 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.25 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR11 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR11

118

97

119

Apêndice B

Injeção de CO 2

ARQUIVO DE ENTRADA DA INJEÇÃO MISCÍVEL DE CO2

MASTER VALIDATION - CO2 INJECTION 7 7 3 GRID BLOCK LENGTHS -1 -1 0 500. 500. 20. 20. 20. GRID BLOCK MODIFICATIONS 0 0 0 0 CAPROCK BASE DEPTH 0 8325. POROSITY AND PERMEABILITY -1 0 0 0 .30 200. 200. 200. 200. 200. 200. 50. 50. 50. POROSITY AND PERMEABILITY MODIFICATIONS 0 0 0 0 0 RELATIVE PERMEABILITY-CAPILLARY PRESSURE DATA 2 [KR3P] 1 [ITABS] 1 [NTABS] <--SWT---><--KROW--><--KRW---><--PCOW--> .20 1.00 .0000 45.0 .2899 .67690 .0022 19.03 .3778 .4153 .0180 10.07 .4667 .2178 .0607 4.90 .5556 .0835 .1438 1.8 .6444 .0123 .2809 .50 .70 .000 .4089 .05 .7333 .000 .4855 .01 .8222 0.0 .7709 0.0 .9111 0.0 1.0 .00 1.00 0.0 1.000 0.0 1.10 0.0 1.000 0.0 <--SGT---><--KROG--><--KRG---><--PCGO--> .00 1.00 .0000 0.0 .05 .88 0.0 0.0 .0889 .7023 .001 0.0 .1778 .4705 .01 0.0 .2667 .2963 .03 .001 .3556 .1715 .050 .001 .4444 .0878 .10 .03 .5333 .037 .20 .8 .6222 .011 .350 3.0 .650 .000 .39 4. .7111 .000 .56 8. .80 0.0 1.0 30. 1.00 0.0 1.000 30.0 1.10 0.0 1.000 0.0

120

< PBO ><VSLOPE >< BOSLP >< BWSLP >< PMAX > 7241.05 .00002524 -.00002185 -.0000033 4800. < VISO >< BO >< RSO > 14.7 .3100 1.0348 0.0 500.0 .2950 1.1017 117.6 1000.0 .2740 1.1478 222.6 1200.0 .2640 1.1677 267.7 1500.0 .2490 1.1997 341.4 1800.0 .2340 1.2350 421.5 2000.0 .2240 1.2600 479.0 2302.3 .2080 1.3010 572.8 2500.0 .2000 1.3278 634.1 3000.0 .1870 1.3956 789.3 3500.0 .1750 1.4634 944.4 4000.0 .1670 1.5312 1099.5 4500.0 .1590 1.5991 1254.7 4800.0 .1550 1.6398 1347.8 < VISW >< BW >< RSW > 14.7 .70 1.000 0.0 500.0 .70 .9984 0.0 1000.0 .70 .9968 0.0 1500.0 .70 .9951 0.0 2000.0 .70 .9935 0.0 2302.3 .70 .9925 0.0 3000.0 .70 .9902 0.0 4000.0 .70 .9869 0.0 4800.0 .70 .9843 0.0 < VISG >< BG >< CR > 14.7 .0107 1.187015 .000005 500.0 .0127 0.033262 .000005 1000.0 .0134 0.016005 .000005 1200.0 .0138 0.013161 .000005 1500.0 .0145 0.010363 .000005 1800.0 .0153 0.008535 .000005 2000.0 .0159 0.007637 .000005 2302.3 .0170 0.006598 .000005 2500.0 .0177 0.006190 .000005 3000.0 .0195 0.005532 .000005 3500.0 .0214 0.005118 .000005 4000.0 .0232 0.004840 .000005 4500.0 .0250 0.004617 .000005 4800.0 .0261 0.004510 .000005 < RHOSCO>< RHOSCW>< RHOSCG> 55.536 62.4 .0647 <NSLUGS> <NSREAD> 1 2 [No. of solvents for simulation; No. of solvent datasets] ---------- SOLVENT PVT DATA AND MODIFIED OIL & GAS PROPERTIES ----------- < PBO1 ><VO1OPE >< BO1OPE > (Base solvent only) 14.7 .00002524 -.00002185 < PBW1 ><VW1OPE >< BW1OPE > (Base solvent only) 14.7 0.0 0.0 < MEG1 >< MEG2 > [MEG1 = "omega" for gas-solvent miscibility] 1.00 1.00 [MEG2 = "omega" for oil-gas-solvent miscibility] < PMISC >< FPMISC >< SOMIN >< REDK >< BETA >< SORM >< VSFRAC > 4570.88 1.00 -1.0 0.50 -1.0 0.0 0.01 < RHOSC1 >< RHOSC2 >< RHOSC3 >< RHOSC4 > .0725 .0725 .0725 .0725 ....... B A S E S O L V E N T D A T A ......... <PRES>< VIS >< FVF >< RSOS1>< RSWS1>< BO1 >< MUO1 >< BW1 >< MUW1 > 14.7 .011 1.125325 0.0 0.0 1.0348 .31 1.0 .70

121

500.0 .012 0.03145 117.6 0.0 1.1017 .295 .9984 .70 1000.0 .013 0.01421 222.6 0.0 1.1478 .274 .9968 .70 1200.0 .014 0.01143 267.7 0.0 1.1677 .264 .9961 .70 1500.0 .016 0.00875 341.4 0.0 1.1997 .249 .9951 .70 1800.0 .018 0.00711 421.5 0.0 1.2350 .234 .9941 .70 2000.0 .019 0.00634 479.0 0.0 1.2600 .224 .9935 .70 2302.3 .022 0.00550 572.8 0.0 1.3010 .208 .9925 .70 2500.0 .023 0.00510 634.1 0.0 1.3278 .200 .9918 .70 3000.0 .027 0.00438 789.3 0.0 1.3956 .187 .9902 .70 3500.0 .031 0.00393 944.4 0.0 1.4634 .175 .9885 .70 4000.0 .034 0.00361 1099.5 0.0 1.5312 .167 .9869 .70 4500.0 .037 0.00338 1254.7 0.0 1.5991 .159 .9852 .70 4800.0 .038 0.00327 1347.8 0.0 1.6398 .155 .9843 .70 ........... S O L V E N T N O. 2 D A T A ........................ < PRES >< VIS >< FVF >< RSOS2 > [solvent 2 data] 14.7 0.0200 0.0150 0.0 100.0 0.0200 0.0150 75.0 500.0 0.0200 0.0150 150.0 4800.0 0.0200 0.0150 800.0 .......... M O B I L I T Y C O N T R O L T A B L E .......... 11 0 0.500 [NOMOB, MOBCTL, CSN] < NSC >< FRCO2 > 0.00 0.00 0.10 0.22 0.20 0.35 0.30 0.47 0.40 0.57 0.50 0.65 0.60 0.72 0.70 0.78 0.80 0.82 0.90 0.845 1.00 0.850 EQUILIBRIUM PRESSURE INITIALIZATION/CONSTANT SATURATIONS 1 0 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3984.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 3990.3 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 4000.0 0.80 0.20 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 KSW1 KSW1 KSW3 1 0 0 NMAX< FACT1 >< FACT2 >< TMAX >< WORMAX >< GORMAX >< PAMIN >< PAMAX >

122

8000 1.00 1.00 4380. 5.0 5000000. 15.0 5000. KSOL MITR OMEGA TOL ncycl DSMAX DPMAX ITMAX RTOL NERR 3 450 1.70 0.001 12 0.05 100.00 5 .001 1 WEIGHT 1.0 TRANSMISSIBILITY MODIFICATION CARDS 0 0 0 0 0 IFOAM CODE 0 RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

123

10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

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WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS

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2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

126

10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

127

WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

128

7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

129

WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS

130

2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

131

10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

132

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

133

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

134

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

135

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -4 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10 113

136

Apêndice C

Injeção de Água

ARQUIVO DE ENTRADA PARA INJEÇÃO DE ÀGUA

RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 1 1 1 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 1 1 1 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40.

137

0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN

138

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0

139

OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40.

140

0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN

141

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40.

142


143

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NNVQN KSIS 2 0

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145

0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500.

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0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

147

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

148

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

149

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

136

Apêndice C

Injeção de Água

ARQUIVO DE ENTRADA PARA INJEÇÃO DE ÀGUA

RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 1 1 1 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 1 1 1 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40.

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138

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0

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140

0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN

141

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40.

142


143

7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NNVQN KSIS 2 0

144


145

0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500.

146

0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

147

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

148

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

149

0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 1 1 1 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 7 7 3 1 2 0.0 -5500.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

150

Apêndice D

Injeção WAG – Começando com água sendo 16 blocos de injeção de água e 33 de solvente

RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

151

10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2

152

0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

153

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

154

10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

155

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

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10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

161

WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

162

WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

163

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

164

Apêndice E

Injeção WAG – Começando com água sendo 33 blocos de injeção de água e 16 de solvente


165

10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2

166

0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

167

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

168

10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

169

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

170

10.0 .50 40. END Q1 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2

171

0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

172

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

173

10.0 .50 40. END Q4 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

175

WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

176

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

177

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

178

Apêndice F

Injeção WAG – Começando com CO 2 sendo 16 blocos de injeção de água e 33 de solvente


179


180


181


182

10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

183

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

184


185


186


187


188

1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

189

WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

190

WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

191

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

192

Apêndice G

Injeção WAG – Começando com CO 2 sendo 24 blocos de injeção de água e 25 de solvente

RECURRENT DATA 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.00 .50 40. NVQN KSIS 1 0 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.0 .50 40. 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 25.0 .50 40. END YR1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 .50 40. NVQN KSIS 2 1 OILPD 7 7 3 1 1 2000. 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.5 .50 40. 0 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 13.0 .50 40. END YR2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.25 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000.0 3 0 2 0.258 4500 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

193

10.0 .50 40. END Q1 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2

194

0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

195

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

196

10.0 .50 40. END Q4 YR4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2

197

0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR5 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

198


199

0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q4 YR6 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q1 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD

200

7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q2 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 10.0 .50 40. END Q3 YR7 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0

201


202

1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR8 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

203

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

204

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q4 YR9 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q1 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 100 0.0 0.0 0.0 0.0 -30000. 3 0 2 0.258 4500. 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q2 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.625 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000.

205

WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 4500. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.375 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.125 .50 40. 0 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 5.0 .50 40. END Q3 YR10 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -12 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 1 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. NVQN KSIS 2 0 OILPD 7 7 3 1 -11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 0.258 1000. WAGIN 1 1 1 1 -14 0.0 0.0 0.0 0.0 0. 3 0 2 0.258 4500. 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.0 .50 40. 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.0 .50 40. 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.0 .50 40. 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 8.0 .50 40. END Q4 YR10

MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM … DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO FRANCYANE ROZESTOLATO...

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