UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE ... · (CNPq) pela bolsa de estudos concedida...
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE
PETRÓLEO - PPGCEP
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS
CINDY PAMELA AGUIRRE RUIZ
Orientador: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
Natal / RN, 17 de Fevereiro de 2012.
ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS
CINDY PAMELA AGUIRRE RUIZ
Natal / RN, 17 de Fevereiro de 2012
v
Ruiz, Cindy Pamela Aguirre – Estudo Comparativo da Injeção de água
usando poços verticais e horizontais, UFRN, Programa de Pós-Graduação em
Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e
Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de
Concentração: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Exploração de
Petróleo e Gás Natural (ERE), Natal – RN, Brasil.
Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas
RESUMO
A recuperação de óleo com injeção de água tem sido até agora o método
mais aplicado no mundo inteiro, principalmente para a recuperação de óleos
leves; o sucesso deve-se aos baixos custos envolvidos e a facilidade de
injeção. O método “Toe-to-Heel Waterflooding” TTHWTM utiliza uma
configuração de poços injetores verticais completados no fundo do
reservatório e poços produtores horizontais completados no topo. O
mecanismo de produção principal é a segregação gravitacional em distâncias
curtas. Este método tem sido estudado desde o início dos anos 90 e tem sido
aplicado no Canadá com resultados positivos para óleos levemente pesados,
no entanto o método ainda não tem sido utilizado no Brasil. Para verificar a
aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simulação em
reservatórios de óleo leve com características do Nordeste Brasileiro. O
objetivo da pesquisa foi analisar quais os fatores operacionais que podem
influenciar no processo. As simulações foram realizadas utilizando o módulo
“STARS” da “Computer Modelling Group”, com o objetivo de realizar estudos
de métodos de recuperação avançada de óleo. Os resultados obtidos neste
trabalho mostraram que a configuração de poços aplicada para este caso
apresentou uma leve melhora em relação à configuração convencional de 5
pontos (5-Spot) em termos de fator de recuperação, no entanto, apresentou
menores resultados na avaliação econômica.
Palavras-Chaves: reservatórios, injeção de água, modelagem de
reservatórios, poços horizontais.
vi
ABSTRACT
Oil recovery using waterflooding has been until now the worldwide most
applied method, specially for light oil recovery, its success is mainly because
of the low costs involved and the facilities of the injection process. The “Toe-
To-Heel Waterflooding” TTHWTM method uses a well pattern of vertical injector
wells completed at the bottom of the reservoir and horizontal producer wells
completed at the top of it. The main producing mechanism is gravitational
segregation in short distance. This method has been studied since the early
90´s and it had been applied in Canada with positive results for light heavy
oils, nevertheless it hasn´t been used in Brazil yet. In order to verify the
applicability of the process in Brazil, a simulation study for light oil was
performed using Brazilian northwest reservoirs characteristics. The simulations
were fulfilled using the STARS module of the “Computer Modelling Group”
Software, used to perform improved oil recovery studies. The results obtained
in this research showed that the TTHWTM well pattern presented a light
improvement in terms of recovery factor when compared to the conventional 5-
Spot pattern, however, it showed lower results in the economic evaluation.
Keywords: waterflooding, horizontal well, reservoir simulation, TTHW.
vii
Dedicatória
A Deus
A minha Mãe
viii
Agradecimentos
Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
(CNPq) pela bolsa de estudos concedida no âmbito do Programa de
Estudiantes - Convênio de Pós-Graduação PEC-PG; sem seu apoio o
desenvolvimento deste trabalho não poderia ter sido realizado.
À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, que através da Pró-
Reitoria de Pós-Graduação forneceu orientação e apoio quando foi preciso.
Ao Computer Modelling Group, pela contribuição a este trabalho mediante
o uso do simulador computacional.
Ao PPGCEP, especialmente ao Prof. Dr. Wilson da Mata pela
oportunidade concedida e a colaboração fornecida durante esta experiência.
Aos professores do programa, principalmente à Prof. Dra. Jennys L. M.
Barillas pela ajuda, orientação, conhecimento, amizade e a profunda
paciência fornecida durante a elaboração deste projeto.
Ao Prof. Dr. Tarcilio Viana, pelo conhecimento transmitido e pelos aportes
a este trabalho.
Aos colegas e todos os amigos que tive a oportunidade de conhecer
durante a realização deste trabalho, e que gentilmente colaboraram toda vez
que foi preciso.
A todos aqueles que apesar da distância sempre estiveram comigo,
dando apoio, amor, carinho e principalmente paciência.
Índice 1 Introdução .................................................................................................. 19
2 Fundamentos Teóricos .............................................................................. 22
2.1 Reservatório de hidrocarbonetos ........................................................ 22
2.1.1 Classificação geológica ................................................................ 22
2.1.2 Classificação segundo o ponto de bolha ...................................... 23
2.1.3 Classificação em função do estado dos fluidos ............................ 23
2.1.4 Classificação devido ao mecanismo de produção primária .......... 24
2.2 Métodos de Produção de Hidrocarbonetos ......................................... 25
2.3 Mecanismos de produção primária ..................................................... 27
2.3.1 Influxo de água ............................................................................. 27
2.3.2 Gás em solução ............................................................................ 28
2.3.3 Capa de gás ................................................................................. 29
2.3.4 Expansão da rocha e dos fluidos .................................................. 30
2.3.5 Drenagem gravitacional ................................................................ 31
2.4 Mecanismos de recuperação melhorada convencionais ..................... 31
2.5 Injeção de água ................................................................................... 31
2.6 Fatores que controlam a recuperação de óleo .................................... 32
2.6.1 Geometria do reservatório ............................................................ 32
2.6.2 Litologia ........................................................................................ 33
2.6.3 Profundidade do reservatório ....................................................... 34
2.6.4 Porosidade ................................................................................... 34
2.6.5 Permeabilidade ............................................................................. 35
2.6.6 Continuidade das propriedades da rocha ..................................... 36
2.6.7 Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos .................... 37
2.6.8 Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas .................. 38
2.7 Tipos de poços .................................................................................... 39
2.7.1 Poços Verticais ............................................................................. 39
2.7.2 Poços Horizontais ......................................................................... 40
2.8 Tipos de Injeção .................................................................................. 40
2.8.1 Injeção periférica ou externa ........................................................ 41
x
2.8.2 Injeção em arranjos ou injeção dispersa ...................................... 43
2.8.3 Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHWTM) ....................................................... 46
2.9 Planejamento de experimentos ........................................................... 47
2.9.1 Diagrama de Pareto ...................................................................... 52
2.9.2 Superfícies de Resposta ............................................................... 53
2.10 Estimativa de Custos ........................................................................... 53
2.10.1 Valor Presente Líquido (VPL) ....................................................... 54
3 Estado da Arte ........................................................................................... 57
4 Materiais e Métodos .................................................................................. 62
4.1 Ferramenta Computacional ................................................................. 62
4.1.1 WinProp – CMG ............................................................................ 62
4.1.2 Builder - CMG ............................................................................... 63
4.1.3 STARS – CMG ............................................................................. 63
4.2 Propriedades do fluido ........................................................................ 64
4.2.1 Composição .................................................................................. 64
4.2.2 Viscosidade do fluido .................................................................... 65
4.2.3 Permeabilidades Relativas. .......................................................... 65
4.3 Modelo da Malha ................................................................................. 67
4.3.1 Modelo Retangular Homogêneo ................................................... 67
4.4 Propriedades do reservatório .............................................................. 69
4.5 Descrição das condições de operação ................................................ 70
4.6 Modelos de Configurações de Poços Estudados ................................ 70
4.6.1 Configuração de poços de 5 Pontos ............................................. 70
4.6.2 Configuração do Poço Horizontal Central (PH Central) ................ 71
4.6.3 Configuração de poços TTHWTM .................................................. 72
4.7 Metodologia de Trabalho ..................................................................... 73
5 Resultados e Discussões ........................................................................... 76
5.1 Comparação entre os modelos com e sem injeção de água ............... 76
5.1.1 Análise dos Mapas de Saturação de Água ................................... 81
5.2 Análise de sensibilidade ...................................................................... 87
5.2.1 Análise do maior e menor Fator de Recuperação para cada Configuração ............................................................................................. 99
xi
5.3 Fator de Recuperação (FR) em função do Volume Poroso Injetado (VPI) ..............................................................................................................109
5.3.1 FR em função do VPI para a espessura de 12 m ....................... 109
5.3.2 FR vs. VPI para a espessura de 36 m ........................................ 116
5.3.3 Influência da espessura da zona de óleo ................................... 120
5.4 Estimativa de Custos ......................................................................... 123
5.4.1 Análise do custo inicial em função do número de poços perfurados para cada configuração ........................................................................... 124
5.4.2 Análise do Valor Presente Líquido (VPL) ................................... 126
6 Conclusões e Recomendações ............................................................... 137
6.1.1 Conclusões ................................................................................. 137
6.1.2 Recomendações ......................................................................... 139
7 Referências Bibliográficas ....................................................................... 142
8 Anexos ..................................................................................................... 146
8.1 Razão Água/óleo. .............................................................................. 146
8.2 VPL das configurações PH Central e TTHW. .................................... 147
xii
Lista de Figuras
Figura 2-1 Classificação dos Métodos de Produção. ....................................... 26
Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água. .......................................... 28
Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução. ........................ 29
Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás. .............................................. 30
Figura 2-5 Esquema de deslocamento de água e petróleo. ............................. 32
Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de
Água. ................................................................................................................ 36
Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água. .......................... 37
Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento. ...................................... 39
Figura 2-9 Injeção Periférica. ........................................................................... 41
Figura 2-10 Configuração "5- Spot". ................................................................. 43
Figura 2-11 Configuração "7- Spot". ................................................................. 44
Figura 2-12 Configuração "9- Spot". ................................................................. 44
Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade. .................................................................... 65
Figura 4-2 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de água. ......... 66
Figura 4-3 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de Líquidos. .... 66
Figura 4-4 Malha Retangular Homogênea (Vista 3D). ..................................... 68
Figura 4-5 Malha Retangular Homogênea (Vista lateral). ................................ 69
Figura 4-6 Configuração de 5 Pontos. .............................................................. 71
Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central). ................. 72
Figura 4-8 Configuração Toe-to-Heel Waterflooding (TTHW). ......................... 73
Figura 5-1 Produção primária. .......................................................................... 77
Figura 5-2 Razão de óleo na produção primária. ............................................. 78
Figura 5-3 Influência da localização dos poços produtores horizontais no FR. 79
Figura 5-4 Fator de Recuperação de óleo com e sem injeção de água. .......... 81
Figura 5-5 Mapa de Saturação de 5 Pontos (“5-Spot”). ................................... 83
Figura 5-6 Mapa de Saturação de PH Central. ................................................ 85
Figura 5-7 Mapa de Saturação de TTHW. ....................................................... 87
Figura 5-8 Diagrama de Pareto para FR = 20 anos. ........................................ 93
Figura 5-9 Superfície de Resposta: Espessura vs. Configuração. ................... 95
Figura 5-10 Superfície de Resposta: Vazão vs. Configuração. ........................ 96
xiii
Figura 5-11 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs.
Configuração. ................................................................................................... 96
Figura 5-12 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Espessura.
......................................................................................................................... 97
Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs.
Permeabilidade Horizontal. .............................................................................. 98
Figura 5-14 Mapa de Saturação, 5 Pontos, Casos 75 e 73. ........................... 102
Figura 5-15 Mapa de Saturação, PH Central, Casos 78 e 4. ......................... 104
Figura 5-16 Mapa de Saturação, TTHW, Casos 81 e 7. ................................ 107
Figura 5-17 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões de injeção (12 m). .......... 110
Figura 5-18 FR vs VPI: 5-Spot, para três vazões de injeção (12 m). ............. 111
Figura 5-19 FR vs VPI: PH Central, três vazões de injeção (12 m).. .............. 112
Figura 5-20 FR vs VPI: TTHW, para três vazões de injeção (12 m). .............. 112
Figura 5-21 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m). .............................. 113
Figura 5-22 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m). .............................. 114
Figura 5-23 Três Configurações a 750 m3 std/dia (12 m). .............................. 115
Figura 5-24 Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (12 m). ........................... 115
Figura 5-25 FR vs. VPI: 5-Spot para três vazões (36m). ................................ 116
Figura 5-26 FR vs. VPI: PH Central para três vazões (36 m). ........................ 117
Figura 5-27 FR vs. VPI: TTHW para três vazões (36 m). ............................... 117
Figura 5-28 FR vs. VPI: Três Configurações a 375 m3 std/dia (36 m). ........... 118
Figura 5-29 FR vs. VPI: Três Configurações a 750 m3 std/dia (36 m). ........... 119
Figura 5-30 FR vs. VPI: Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (36 m). ........ 120
Figura 5-31 FR vs. VPI: 5 Pontos, curvas de 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. ..... 121
Figura 5-32 FR vs. VPI: PH Central para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. ........... 121
Figura 5-33 FR vs. VPI: TTHW para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. .................. 122
Figura 5-34 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 1 (Preço de Inj. 1,06
R$/Bbl) ........................................................................................................... 127
Figura 5-35 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Inj. 10,6
R$/Bbl) ........................................................................................................... 128
Figura 5-36 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Inj. 53,0
R$/Bbl) ........................................................................................................... 129
Figura 5-37 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 1 (Preço
Injeção = 1,06 R$/Bbl) .................................................................................... 131
xiv
Figura 5-38 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 2 (Preço
Injeção = 10,6 R$/Bbl) .................................................................................... 132
Figura 5-39 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 3 (Preço
Injeção = 53,0 R$/Bbl) .................................................................................... 133
Figura 5-40 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 1 (Preço Injeção =
1,06 R$/Bbl) ................................................................................................... 134
Figura 5-41 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 3 (Preço Injeção =
53,0 R$/Bbl) ................................................................................................... 135
Figura 6-1 Razão Água/Óleo para as três configurações a diferentes vazões146
Figura 6-2 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 1 (Preço Injeção =
1,06 R$/Bbl) ................................................................................................... 147
Figura 6-3 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 2 (Preço Injeção =
10,6 R$/Bbl) ................................................................................................... 148
Figura 6-4 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 3 (Preço Injeção =
53,0 R$/Bbl) ................................................................................................... 148
Figura 6-5 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06
R$/Bbl) ........................................................................................................... 149
Figura 6-6 VPL Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 2 (Preço Injeção =
10,6 R$/Bbl) ................................................................................................... 150
Figura 6-7 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 3 (Preço Injeção= 53
R$/Bbl) ........................................................................................................... 150
xv
Lista de Tabelas
Tabela 2-1 Planejamento Fatorial 22 ................................................................ 50
Tabela 4-1 Composição do Fluido. ................................................................... 64
Tabela 4-2 Propriedades Malha Retangular Homogênea. ............................... 67
Tabela 4-3 Propriedades do Reservatório. ....................................................... 69
Tabela 4-4 Parâmetros de Operação dos Poços. ............................................ 70
Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade. ............................ 88
Tabela 5-2 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=12m). ............................. 88
Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m). ............................. 90
Tabela 5-4 Conf. De 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (12 m) ................ 100
Tabela 5-5 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (12 m) .................. 103
Tabela 5-6 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (12 m) ...................... 105
Tabela 5-7 Conf. 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (36 m). ..................... 108
Tabela 5-8 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (36 m). ................. 108
Tabela 5-9 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (36m). ...................... 108
Tabela 5-10 Tabela de valores FR vs. VPI. .................................................... 123
Tabela 5-11 Equivalência econômica dos poços segundo a posição na malha.
....................................................................................................................... 124
Tabela 5-12 Relação Econômica entre Poços Verticais e Horizontais ........... 125
Tabela 5-13 Descrição dos três cenários para a avaliação econômica .......... 126
Tabela 5-14 Comparação do VPL máximo entre as três configurações de poços
....................................................................................................................... 130
xvi
Nomenclatura e abreviações
°API Grau API do óleo
EA Eficiência de varrido horizontal %
FC Fluxo de caixa R$
FR Fator de recuperação %
h Espessura do reservatório m
i Taxa de desconto anual %
Kv Permeabilidade vertical mD
Kh Permeabilidade horizontal mD
Kv/Kh Relação de permeabilidades mD/ mD
n Duração total do projeto ano
Np Produção acumulada de óleo m3 std
PAF Preço médio de água potável R$/m3 std
PAT Preço médio do custo de tratamento de água R$/m3 std
Po Preço internacional do barril de petróleo R$/m3 std
Q Vazão de injeção m3 std/dia
T Temperatura °C
t Tempo ano
VPI Volume poroso injetado adimensional
VPL Valor presente líquido R$
xvii
Wi Volume de água injetada m3 std/dia
Wp Volume de água produzido m3std/dia
CaIntr
apítulroduç
o I ão
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo I: Introdução
19
1 Introdução
Os hidrocarbonetos ainda ocupam o primeiro lugar como fonte de
energia no mundo, no entanto, este combustível não renovável tem se tornado
mais difícil de explorar devido ao esgotamento progressivo dos reservatórios
convencionais e às dificuldades técnicas e econômicas da extração de óleo
pesado. Dessa forma, não é preciso apenas o desenvolvimento de novas
tecnologias, mas também a melhoria daquelas já conhecidas para um maior
aproveitamento destes recursos. O Brasil possui grandes reservas de
hidrocarbonetos e as descobertas ainda estão em progresso. Mesmo com o
estudo de novas tecnologias, que têm mostrado uma boa eficiência na
recuperação, a injeção de água ainda é o método mais utilizado. A aplicação
deste método secundário deve-se às facilidades técnicas e econômicas em
comparação com os novos métodos, e por isso, as pesquisas para melhorar
esta técnica ainda são de grande interesse.
O motivo principal para o baixo desempenho da injeção de água em
relação ao varrido de óleo é ocasionado pela heterogeneidade do reservatório,
a segregação gravitacional e uma relação de mobilidades desfavorável. Além
disso, deve-se levar em consideração que o caminho percorrido pela água
dentro do reservatório é longo devido às distâncias entre os poços injetores e
produtores na injeção convencional. Todos esses fenômenos mencionados
fazem com que a eficiência de varrido volumétrico diminua consideravelmente.
Com o propósito de mitigar as típicas adversidades que estão
associadas à injeção de água usando poços verticais, têm surgido diferentes
propostas para melhorar a eficiência do processo. Uma dessas propostas está
baseada na utilização de poços produtores horizontais, que podem ajudar a
melhorar a eficiência de varrido naquelas circunstâncias onde as configurações
com poços verticais apresentam eficiências relativamente baixas.
O objetivo deste trabalho é realizar um estudo comparativo sobre a
aplicação e economia de poços produtores horizontais em relação às
configurações convencionais como a de Cinco Pontos ou “5-Spot”. Com este
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo I: Introdução
20
propósito foram realizadas simulações computacionais com dados
característicos das bacias encontradas na região Nordeste do Brasil.
Esta dissertação está composta por cinco capítulos. O Capítulo I apresenta uma breve introdução, o Capítulo II mostra um resumo dos
fundamentos teóricos básicos que ajudam na compreensão do trabalho; o
Capítulo III faz referência a alguns dos trabalhos e pesquisas que estão
relacionados com o tema abordado; o Capítulo IV contém informação relativa
aos dados das ferramentas computacionais, das propriedades do fluido e
reservatório, dados operacionais e metodologia de trabalho; no Capítulo V
encontram-se os resultados, as análises respectivas e as discussões das
simulações realizadas.
O trabalho também está conformado por uma seção que mostra as
conclusões principais e algumas recomendações em caso de utilizar este
trabalho como consulta.
Possui uma seção relacionada com o material bibliográfico consultado e
finalmente uma seção de anexos que mostra gráficos que poderiam ser
requeridos para o melhor entendimento dos resultados apresentados.
FFundaamenCa
ntos TapítuloTeóric
o II cos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
22
2 Fundamentos Teóricos
A seguir são apresentados conceitos gerais de aspectos teóricos que
estão relacionados com este tema e que fundamentam a compreensão deste
trabalho.
2.1 Reservatório de hidrocarbonetos
Um reservatório é uma formação subterrânea, porosa e permeável
contendo um banco individual de hidrocarbonetos confinado por barreiras de
rocha impermeável ou de água, e é caracterizado por um sistema único de
pressão natural (Guo, Lyons, Ghalambor, 2006).
Os reservatórios podem ser classificados em função de diferentes
fatores, por exemplo, fatores geológicos, de ponto de bolha, de mecanismo de
produção, etc. As classificações mais conhecidas na indústria são
mencionadas em esta seção (Escobar F., 2004).
2.1.1 Classificação geológica
Segundo a localização de um reservatório dentro de uma estrutura
geológica, eles podem ser classificados da seguinte forma:
⋅ Estratigráficos: lentes de areia, mudanças de permeabilidade, etc.
⋅ Estruturais: fraturas em rochas ígneas, falhas, anticlinais, domos de sal,
etc.
⋅ Combinados: possíveis combinações entre as duas primeiras.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
23
2.1.2 Classificação segundo o ponto de bolha
Os reservatórios também podem ser classificados em função do valor da pressão inicial em comparação com o ponto de bolha. O ponto de bolha é aquela pressão na qual é formada a primeira bolha de gás.
⋅ Subsaturados: quando a pressão inicial do reservatório é maior do que o
ponto de bolha.
⋅ Saturados: quando a pressão inicial do reservatório é menor ou igual ao
ponto de bolha. Geralmente é um sistema bifásico com uma capa de gás
sobre a zona líquida.
2.1.3 Classificação em função do estado dos fluidos
Para o caso dos reservatórios de óleo, existem as seguintes
classificações:
⋅ Óleo negro (Black Oil): geralmente está formado por espécies químicas
de moléculas grandes, pesadas e não voláteis.
⋅ Óleo quase crítico: geralmente se acha em condições muito perto do
ponto crítico. Este tipo de óleo libera grandes quantidades de gás para
pequenas quedas de pressão abaixo da pressão de bolha, o que resulta
em encolhimentos consideráveis (Rosa, 2006).
⋅ Óleo de alta e de baixa contração: a diferença entre as duas é a
quantidade de gás que pode ser liberada quando ocorre uma redução da
pressão. Se for liberada uma quantidade pequena de componentes
voláteis é de baixa contração; se for o contrário, é de alta contração.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
24
⋅ Asfaltenos: a característica principal destes compostos é que eles não
se vaporizam; geralmente estão em estado sólido ou semi-sólido.
No caso do gás, a classificação utilizada é a seguinte:
⋅ Gás Condensado (Retrógrado): são gases que contêm poucos
hidrocarbonetos pesados; na medida em que a pressão diminui, o fluido
se condensa e se forma um líquido que geralmente não flui. A
característica principal é a condensação dos gases com a diminuição da
pressão quando o fenômeno esperado é o oposto, ou seja uma
vaporização. O líquido formado pelo processo de condensação pode
voltar para o estado de vapor. O processo de condensação retrógrada
acontece dentro do reservatório, por tanto, o líquido formado fica dentro
e não é produzido em superfície.
⋅ Gás Úmido: é uma mistura de hidrocarbonetos com moléculas
pequenas, na sua maioria, sob a temperatura do reservatório; quando
produzidos, forma-se líquido na superfície; a relação gás/óleo se
mantém constante ao longo da vida do reservatório.
⋅ Gás Seco: geralmente está formado por metanos e componentes
intermediários; o fluido se mantém em estado gasoso tanto no
reservatório quanto na superfície.
2.1.4 Classificação devido ao mecanismo de produção primária
A produção primária deve-se à energia natural que existe dentro de um
reservatório, e essa energia pode ser gerada por diferentes fatores.
⋅ Influxo de água;
⋅ Gás em solução;
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
25
⋅ Capa de gás;
⋅ Expansão da rocha e do fluido;
⋅ Drenagem gravitacional.
Os detalhes de cada mecanismo nesta classificação são explicados com
maior detalhe na seção 2.3.
2.2 Métodos de Produção de Hidrocarbonetos
A extração de hidrocarbonetos de um determinado reservatório pode
acontecer de forma natural e/ou artificial, dependendo das propriedades do
fluido e da rocha. Inicialmente, as operações de recuperação de óleo eram sub-
divididas em três etapas: primária, secundária e terciária, seguindo uma
sequência cronológica. A etapa primária é produto do deslocamento do fluido
pela energia natural existente no reservatório. A etapa secundária, sinônima da
injeção de água e gás, era implementada depois da declinação da produção
primária. A chamada recuperação terciária era aplicada depois da injeção de
água ou gás; nessa categoria estavam envolvidos os gases miscíveis, produtos
químicos e a energia térmica para deslocar o óleo adicional depois de que um
projeto de recuperação secundária tinha se tornado não rentável.
Entretanto, nem todos os casos se encaixavam em uma sequência
cronológica. Um exemplo é a produção de óleo pesado que, pela viscosidade
do óleo, não pode fluir com vazões economicamente favoráveis com produção
de energia natural, assim, a produção primária seria praticamente nula; as
injeções de água e/ou gás também não eram consideradas factíveis, então o
uso de energia térmica poderia ser considerado como a única forma de
recuperar uma quantidade significativa de óleo. Nesse caso, um método
considerado como terciário, em uma sequência cronológica de esgotamento,
poderia ser utilizado como o primeiro e talvez o único procedimento a ser
aplicado (Rosa, 2006).
Em outras situações, os denominados processos terciários ou de
recuperação melhorada (conhecidos em inglês como EOR, “Enhanced Oil
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Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
27
recuperação e/ou acelerar a produção em relação às produções primária e
secundária.
2.3 Mecanismos de produção primária
A recuperação primária resulta da utilização das fontes de energia
natural presentes nas jazidas, e que ajudam no deslocamento de óleo até os
poços produtores. Essas fontes podem ser: influxo de água, gás em solução,
capa de gás, drenagem por gravidade e expansão da rocha e dos fluidos. Em
geral a produção primaria pode gerar uma recuperação entre 0 e 15% dos
hidrocarbonetos em um reservatório (Paris de Ferrer, 2001).
2.3.1 Influxo de água
Um reservatório com influxo de água tem uma conexão hidráulica entre
os hidrocarbonetos e uma rocha porosa saturada com água, é denominada
aquífero, que pode estar sob todo o reservatório ou parte dele. Com frequência,
os aquíferos estão localizados nas margens do campo, como pode se observar
na Figura 2-2.
A influência do aqüífero deve-se à descompressão do reservatório
causada pela produção de hidrocarbonetos, isso faz com que a água se
expanda. Além disso, os grãos da rocha também sofrem uma expansão que
gera a diminuição dos espaços entre os poros, assim, o excedente de água
gera uma pressão sobre os hidrocarbonetos ajudando no seu deslocamento.
O tamanho do aquífero é uma variável importante, já que quanto maior
for o aqüífero, maior será a possibilidade de manter uma maior pressão no
reservatório (Paris de Ferrer, 2001).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
28
Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água. (Fonte: Willhite, 1986)
2.3.2 Gás em solução
Dependendo das condições de pressão e temperatura do reservatório, o
óleo pode conter grandes quantidades de gás dissolvido. Quando a pressão
diminui, devido à produção dos fluidos, o gás se desprende, se expande e se
desloca até os poços produtores, como se observa na Figura 2-3.
A eficiência do mecanismo depende da quantidade de gás em solução,
das propriedades da rocha, das propriedades do óleo e da estrutura geológica
do reservatório. Geralmente os fatores de recuperação obtidos são baixos, pois
o gás do reservatório é mais móvel do que a fase óleo, provocando um rápido
esgotamento do gás que pode formar uma fase contínua dentro do
reservatório. Isto pode ser percebido no incremento das relações gás-óleo do
campo. Os reservatórios com produção por gás em solução são usualmente
bons candidatos para a injeção de água (Paris de Ferrer, 2001).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
29
Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução. (Fonte: Willhite, 1986)
2.3.3 Capa de gás
Quando um reservatório apresenta uma capa de gás devido às
condições de pressão e temperatura, geralmente uma grande quantidade de
energia armazenada em forma de gás comprimido está localizada no topo do
reservatório, o que provoca a expansão da capa de gás na medida em que os
fluidos são extraídos, ocupando assim o espaço onde anteriormente
encontrava-se o óleo. No caso em que um reservatório apresenta uma zona de
água no fundo e uma capa de gás no topo, pode-se aplicar um método
combinado de injeção de gás e água. A Figura 2-4 mostra uma representação
esquemática deste mecanismo no reservatório (Almeida, 1986).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
30
Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás. (Fonte: Willhite, 1986)
2.3.4 Expansão da rocha e dos fluidos
A expansão da rocha e dos fluidos deve-se à compressibilidade, que é
um fenômeno importante já que todas as substâncias são compressíveis
(algumas mais do que outras). Esta propriedade, igual à drenagem
gravitacional, não é um mecanismo de produção propriamente dito, porém é
importante na produção de fluidos, pois quando os fluidos de um reservatório
são produzidos, a pressão e a temperatura da mistura são reduzidas gerando
mudanças físicas no fluido dentro do reservatório.
As mudanças mencionadas devem-se a expansão tanto da rocha quanto
dos fluidos, o que libera certa quantidade de energia, que dependendo dos
fatores de compressão de cada componente, fazem com que os fluidos se
desloquem dentro do reservatório (Rosa, 2006).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
31
2.3.5 Drenagem gravitacional
A força de gravidade é a responsável pela drenagem gravitacional, que
faz com que os fluidos tenham um arranjo em função das suas densidades
dentro do reservatório, isso além de uma tendência natural de deslocamento na
direção do fundo do reservatório. Esta propriedade pode ser considerada um
bom método primário de produção dos reservatórios de grande espessura que
têm uma boa comunicação vertical e em aqueles que têm uma inclinação
pronunciada (Paris de Ferrer, 2001).
2.4 Mecanismos de recuperação melhorada convencionais
As injeções de água e de gás têm sido desde o início, sinônimos de
processos secundários de recuperação de óleos leves e médios. O objetivo
principal é manter e aumentar a energia do reservatório, e como consequência,
melhorar a recuperação de hidrocarbonetos. Posteriormente, tem se utilizado
processos melhorados de recuperação de óleo, porém sua aplicação é muitas
vezes limitada pela rentabilidade que se requer para a exploração comercial.
Por estas razões, a injeção de água e de gás ainda são os métodos
convencionais mais utilizados para obter uma recuperação extra de óleo nos
reservatórios (Paris de Ferrer, 2001).
2.5 Injeção de água
A injeção de água é o método mais utilizado no processo de
recuperação de óleo, cujos benefícios principais são a manutenção da pressão
do reservatório e o deslocamento do óleo.
Sua descoberta foi na cidade de Pithole, no leste de Pennsylvânia, de
forma acidental no ano 1865. Nesta época, se pensou que a função principal
da injeção de água era a de manter a pressão no reservatório. Essa idéia foi
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
32
mantida até os primeiros anos de 1890, quando os operadores perceberam que
a água, que tinha entrado na zona produtora, tinha melhorado a produção. A
Figura 2-5 apresenta um esquema do deslocamento de óleo pela água em um
canal de fluxo (Paris de Ferrer, 2001).
Figura 2-5 Esquema de deslocamento de água e petróleo. (Fonte: Clark, 1969)
2.6 Fatores que controlam a recuperação de óleo
Ao determinar a possibilidade de realizar um processo de injeção de
água ou de gás em um reservatório, devem-se considerar alguns fatores que
afetam diretamente o processo escolhido; nesta parte do trabalho se faz uma
descrição dos mais importantes.
2.6.1 Geometria do reservatório
Um dos primeiros passos para fazer um estudo de injeção é obter a
informação do reservatório e determinar sua geometria, pois sua estrutura e
estratigrafia controlam a localização dos poços e ajudam a decidir qual o tipo
de injeção mais adequado.
A estrutura geológica é o fator mais influente sobre a segregação
gravitacional, já que na presença de altas permeabilidades, a recuperação nos
reservatórios de óleo pode reduzir a saturação de óleo a um valor no qual a
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
33
injeção de água não se tornaria economicamente atrativa. Se a estrutura é
apropriada, e a saturação de óleo justifica um processo de injeção de água,
deve ser estudado qual o tipo de configuração de poços é o mais conveniente.
Geralmente, as operações de injeção de água são implementadas em
campos com saliências estruturais moderadas, onde a acumulação de petróleo
é encontrada em armadilhas estratigráficas. Na maioria das vezes, estes
reservatórios possuem gás em solução como mecanismo de produção primária
e, geralmente, ao final desta etapa ficam altas saturações de óleo, tornando o
reservatório atrativo para operações de recuperação secundária. Assim, a
localização dos poços de injeção e produção devem se adaptar às
propriedades e condições do meio poroso.
Também é importante realizar uma análise da geometria do reservatório
e do histórico de produção, para definir a presença e a força de um possível
influxo de água e assim, decidir sobre a necessidade de injeção suplementar.
Outro fator importante é a existência de problemas estruturais como falhas ou
de qualquer outro tipo de barreira de permeabilidade, pois um reservatório com
muitas falhas é pouco atrativo para qualquer programa de injeção (Paris de
Ferrer, 2001).
2.6.2 Litologia
É um parâmetro profundamente importante na decisão sobre uma
possível injeção de água ou de gás em um reservatório qualquer. A
porosidade, a permeabilidade e o conteúdo de argila são fatores litológicos que
afetam o processo. A avaliação destes efeitos requer estudos de laboratório
detalhados sobre o reservatório, também podem ser realizadas mediante
provas pilotos experimentais.
Resultados de laboratório têm demonstrado que a diferença entre a
composição mineralógica dos grãos de areia, do material do cimento e
principalmente da composição dos hidrocarbonetos pode ocasionar diferenças
na saturação de óleo residual, um estudo desses é o de Benner e Bartell
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
34
(1941) que têm demonstrado que, em certas condições, os constituintes
básicos de alguns tipos de óleo fazem com que o quartzo se torne hidrofóbico,
devido à adsorção de água na superfície dos grãos de areia. Da mesma forma,
os constituintes ácidos presentes em outros tipos de óleo tornam a calcita
hidrofóbica.
A presença do mineral argiloso no meio poroso pode tamponar os poros
por inchamento ou floculação no momento da injeção de água. Entretanto, não
existem dados disponíveis sobre a extensão deste problema, já que isso
depende da natureza desse mineral. No entanto, pode-se obter uma
aproximação dos efeitos mediante estudos de laboratório. A redução da
permeabilidade também depende da salinidade da água injetada. De fato,
geralmente, água fresca é substituída por salmouras para os propósitos de
injeção (Paris de Ferrer, 2001).
2.6.3 Profundidade do reservatório
É outro fator que deve ser considerado em uma injeção de água, já que
se o reservatório for demasiado profundo a re-perfuração pode não ser
economicamente rentável, nesse caso seria preciso saber se existe a
possibilidade de usar os poços antigos. Depois das operações primárias, as
saturações de óleo residual em reservatórios profundos geralmente são
menores do que em reservatórios superficiais. Devido a que no início, existia
um grande volume de gás em solução para expulsar o óleo, gerando um fator
de encolhimento maior. Além disso, grandes profundidades permitem utilizar
maiores pressões e um espaçamento mais amplo (Paris de Ferrer, 2001).
2.6.4 Porosidade
O volume total de óleo em um reservatório é uma função direta da
porosidade, pois ela determina a quantidade de óleo presente na rocha. No
entanto, esta propriedade é muito variável, por exemplo, pode oscilar desde 10
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
35
até 35% em uma zona individual, dependendo do material da rocha e das
condições de fratura. Para estabelecer a média da porosidade, é razoável
tomar a média aritmética das porosidades em um testemunho. Se os dados
forem suficientes, mapas de distribuição da porosidade podem ser realizados.
Os mapas podem ser medidos areal ou volumetricamente para dar uma
porosidade total real. Além disso, se as amostras de testemunho são
suficientes, análises estatísticas das porosidades e das permeabilidades são
feitas. A melhor forma de medir este parâmetro tem sido através de medidas de
laboratório em amostras de testemunhos e também podem ser usados perfis
elétricos ou de indução (Paris de Ferrer, 2001).
2.6.5 Permeabilidade
A magnitude da permeabilidade de um reservatório controla de forma
significativa a vazão de injeção de água para uma determinada pressão. Por
isso, é preciso conhecer bem os valores desta propriedade, assim como a
máxima pressão de injeção aconselhável, levando em conta a profundidade do
reservatório.
Segundo estudos, (Benner e Bartell, 1941), quanto mais homogênea é a
permeabilidade, maior êxito se obtém em um programa de injeção de água. As
grandes variações de permeabilidade em estratos individuais podem fazer com
que a água injetada se desloque mais rapidamente através dos estratos de alta
permeabilidade. Quando isso acontece, os estratos menos permeáveis
geralmente não são varridos de forma eficiente, o resultado disso é conhecido
como “fingering”. Estes fatos influenciam na economia do projeto e na
possibilidade da invasão do reservatório. A continuidade dos estratos é tão
importante quanto a variação da permeabilidade. Se não existe uma correlação
do perfil de permeabilidades entre os poços individuais, cabe a possibilidade de
que as zonas mais permeáveis não sejam contínuas e que o “fingering” da
água injetada seja menos severa do que o indicado pelos procedimentos
aplicados a todo o reservatório (Paris de Ferrer, 2001). A Figura 2-6 mostra o
efeito da distribuição vertical da permeabilidade sobre a injeção de água.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
36
Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de Água. (Fonte: Archer e Wall, 1986)
2.6.6 Continuidade das propriedades da rocha
O conhecimento sobre a continuidade das propriedades da rocha é
necessário para determinar a possibilidade de injeção, pois o fluxo dos fluidos
acontece na direção dos planos de estratificação. Se o reservatório esta
dividido em estratos separados, pode ser que os estratos individuais tenham
tendência a reduzir suas espessuras com a distância, ou que exista um meio
uniforme. Estudos dos testemunhos podem revelar estratificações cruzadas e
de fraturamento. Todas estas situações devem ser consideradas na
determinação do espaçamento dos poços, nas configurações de injeção e na
estimativa do volume do reservatório (Paris de Ferrer, 2001).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
37
2.6.7 Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos
Tem sido comprovado que quanto maior é a saturação de óleo no
reservatório, no início da injeção, maior é o fator de recuperação, fazendo com
que o retorno do investimento seja melhor. A Figura 2-7 mostra um esquema
do comportamento dos fluidos no reservatório através das diferentes etapas de
uma injeção de água para rochas molhadas por óleo e por água (Paris de
Ferrer, 2001).
Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água. (Fonte: Craig, 1971)
Outro parâmetro importante que deve ser conhecido é a saturação inicial
de água conata, pois ajuda a determinar a saturação inicial de óleo.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
38
2.6.8 Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas
As propriedades físicas dos fluidos têm muita influência sobre o
processo de injeção. A mobilidade de um fluido é a relação que existe entre a
permeabilidade efetiva e a viscosidade desse fluido. A razão de mobilidade é a
relação entre a mobilidade da fase deslocante e a da fase deslocada. Quanto
maior é o valor de M, menor é a recuperação no momento da erupção da água
(“breakthrough”); em consequência, a quantidade de água produzida para
recuperar a mesma quantidade de óleo é maior.
Em um processo de deslocamento de óleo, a razão de mobilidade
relaciona a mobilidade da água com a mobilidade do óleo, na porção do
reservatório que já foi invadida. Em reservatórios heterogêneos, as
características das permeabilidades relativas variam areal e verticalmente.
Como resultado, o fluido deslocador não forma uma frente uniforme na medida
em que avança e tende a se canalizar na direção dos estratos ou áreas que
tenham uma maior permeabilidade, como se mostra na Figura 2-8. Na medida
em que o deslocamento avança, a razão de mobilidade continua aumentando
nas partes do reservatório previamente invadidas pelo fluido deslocador (Paris
de Ferrer, 2003).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
39
Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento. (Fonte: Craig, 1971)
2.7 Tipos de poços
Na indústria do petróleo, um poço é um orifício tubular perfurado no solo
a certa profundidade, e serve como dispositivo de conexão entre a superfície e
o reservatório de hidrocarbonetos. Os poços podem ser classificados segundo
a forma, profundidade e o objetivo. Nesta seção do trabalho é mencionada a
classificação segundo a forma.
2.7.1 Poços Verticais
Os poços de tipo vertical foram os primeiros utilizados na indústria do
petróleo. Eles possuem diferentes diâmetros, sendo a seção de maior
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
40
diâmetro aquela que começa na superfície. À medida que a profundidade do
poço aumenta o diâmetro vai diminuindo até atingir a zona de interesse.
A perfuração de poços, em geral, é um trabalho complexo que depende
de vários fatores, como por exemplo, da localização dos reservatórios, da
profundidade, do tipo de rocha, do tipo de fluido, etc. Além disso, é realizada
em várias etapas, já que cada seção deve ser perfurada, revestida e cimentada
antes de começar a seção seguinte. No entanto, com o passar do tempo, a
demanda de hidrocarbonetos foi aumentando e os poços em geral precisavam
ser melhorados, foi assim que a tecnologia dos poços horizontais evoluiu.
2.7.2 Poços Horizontais
A criação e uso de poços inclinados e horizontais foi implementada na
indústria do petróleo a partir de 1950. Contudo, foi no final dos anos 80 que a
perfuração deste tipo de poço começou a ser realizada com maior frequência
nos Estados Unidos, e aos poucos no mundo inteiro. O estudo na procura do
entendimento deste tipo de poço evoluiu juntamente com a tecnologia
necessária para melhorar a técnica de perfuração, pois foi comprovado que
este tipo de poço possui grandes benefícios para muitas situações onde os
poços verticais apresentam limitações.
Entre os benefícios proporcionados pelos poços horizontais estão à área
de drenagem, que é maior em comparação à dos poços verticais, e a
perfuração em lugares de difícil acessibilidade. Com este tipo de poços
também surgiu a possibilidade de criar os poços multilaterais, que permite
perfurar vários poços a partir de uma mesma locação (Joshi, 2001).
2.8 Tipos de Injeção
A primeira configuração de poços na injeção de água consistia em injetar
água em um único poço. À medida que aumentava a zona invadida, os poços
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
41
produtores iam se tornando poços injetores para criar uma frente de avanço
maior.
Em 1921, foi realizada uma configuração de poços que alternava uma
linha de produtores com uma linha de injetores. Em 1928, a configuração em
linha foi substituída por uma de cinco poços. Depois de 1940, a prática da
injeção de água se expandiu rapidamente e se permitiram outras configurações
e maiores razões de injeção-produção.
Segundo a posição dos poços injetores e produtores, a injeção de água
pode ser feita de duas formas diferentes.
2.8.1 Injeção periférica ou externa
Consiste em injetar água fora da zona de óleo, nos flancos do
reservatório. Como pode se observar na Figura 2-9, a água é injetada no
aquífero perto do contato água-óleo (Paris de Ferrer, 2001).
Figura 2-9 Injeção Periférica. (Fonte: Rosa, 2006)
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
42
Características
a) Usam-se quando não se tem uma boa descrição do reservatório ou
quando a estrutura do mesmo favorece este tipo de injeção;
b) Os poços de injeção são colocados no aquífero, fora da zona de óleo.
Vantagens
a) Usam-se poucos poços;
b) Não precisa da perfuração de poços adicionais, já que se podem usar os
poços produtores invadidos (por água) como injetores. Isso diminui a
inversão nas áreas onde se tem mais poços perfurados em forma
irregular ou onde o espaçamento dos poços é muito grande;
c) Não é necessária uma boa descrição do reservatório para iniciar o
processo de injeção com água nos extremos do reservatório;
d) Com condições favoráveis pode-se gerar uma alta recuperação de óleo
com um mínimo de produção de água. Neste tipo de projeto, a produção
de água pode ser adiada até que a água atinja a última fila de poços
produtores. Isso diminui os custos das instalações de produção de
superfície para a separação água-óleo.
Desvantagens
a) Uma porção da água injetada não é utilizada para deslocar o óleo;
b) Não é possível obter um seguimento detalhado da frente de invasão, o
que sim é possível fazendo a injeção com arranjos geométricos;
c) Em alguns reservatórios, não é possível manter a pressão na parte
central, então, é preciso fazer uma injeção em configurações
geométricas em uma parte do reservatório;
d) Pode não funcionar da forma esperada pelo fato de não existir uma boa
comunicação entre a periferia e o reservatório;
e) O processo de invasão e deslocamento é lento, então, a recuperação do
investimento é de longo prazo.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
43
2.8.2 Injeção em arranjos ou injeção dispersa
Consiste em injetar a água dentro da zona de óleo. A água invade esta
zona e desloca os fluidos do volume invadido até os poços produtores. Este
tipo de injeção também é conhecido como injeção de água interna, já que o
fluido é injetado na zona de óleo através de um número apreciável de poços
injetores que formam uma configuração geométrica com os poços produtores,
como se pode observar Figura 2-10.
Figura 2-10 Configuração "5- Spot". (Fonte: Rosa, 2006)
Existem vários tipos de configurações de poços dentro desta categoria,
no entanto, alguns são mais conhecidos e utilizados, entre eles estão as
configurações “5-Spot” ou de Cinco pontos, de “7-Spot” ou de Sete Pontos e “9-
Spot” ou de Nove Pontos. Essas configurações são mostradas na Figura 2-10,
Figura 2-11 e na Figura 2-12 (Rosa, 2006).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
44
Figura 2-11 Configuração "7- Spot". (Fonte: Rosa, 2006)
Figura 2-12 Configuração "9- Spot". (Fonte: Rosa, 2006)
Características
a) A seleção da configuração depende da estrutura e dos limites do
reservatório, da continuidade do meio poroso, da permeabilidade, da
porosidade e do número e posição dos poços existentes;
b) Geralmente, se usa nos reservatórios com pouca inclinação e uma
grande extensão areal;
c) Com o objetivo de obter um varrido uniforme, os poços injetores se
distribuem entre os poços produtores, para isso alguns poços produtores
existentes podem se tornar injetores; ou se perfuram poços injetores
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
45
interespaçados. Em ambos os casos, o propósito é obter uma
distribuição uniforme dos poços.
Vantagens
a) Produz uma injeção mais rápida nos reservatórios homogêneos, com
pouca inclinação e baixas permeabilidades efetivas com alta densidade
de poços, devido à distância injetor-produtor ser pequena;
b) Rápida resposta do reservatório;
c) Alta eficiência de varrido areal;
d) Permite um bom controle da frente de injeção e da substituição de
fluidos;
e) Diminui o efeito negativo das heterogeneidades sobre a recuperação de
óleo;
f) Rápidas respostas das pressões;
g) O volume de óleo recuperado é considerável e em um período de tempo
curto.
Desvantagens
a) Comparado com a injeção externa, este método requer uma inversão
maior devido ao grande número de poços injetores;
b) Requer uma melhor descrição do reservatório;
c) Exige um maior seguimento e controle, portanto, uma quantidade maior
de recursos humanos. Tem mais riscos.
É importante dizer que a prática dos arranjos geométricos regulares para
situar os poços tem se tornado menos utilizado com o passar do tempo, já
que com os avanços tecnológicos para a descrição física dos reservatórios
é possível situar os poços produtores e injetores em forma irregular, assim é
possível obter bons resultados e diminuir o número de poços utilizados
(Paris de Ferrer, 2001).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
46
2.8.3 Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHWTM)
O método foi desenvolvido por Alex Turta et. al., e foi realizado a partir
do êxito obtido com o método THAITM (Toe-to-Heel Air Injection). O método
THAITM utiliza um poço vertical como injetor de ar e um poço produtor
horizontal. Neste processo se cria uma frente de combustão dentro do
reservatório e o óleo é recuperado devido ao avanço da frente de combustão
que desloca o óleo desde o final até o início do reservatório (“Toe-To-Heel”),
permitindo assim maiores recuperações. Este processo foi desenvolvido pela
Petrobank e já está em fase piloto.
No caso do TTHW (“Toe-To-Heel Waterflooding”), a configuração
consiste em injetar água através de poços injetores verticais e realizar a
produção de hidrocarbonetos através de poços produtores horizontais. A
particularidade deste método é que os poços horizontais estão completados no
topo do reservatório enquanto os injetores são completados no fundo.
O principio físico utilizado nesta configuração, que ainda esta em etapa
de aplicação e desenvolvimento em campos, aproveita a segregação
gravitacional, que faz com que a água injetada na parte baixa do reservatório
se desloque desde o fundo até a parte alta, ajudando no deslocamento
horizontal e vertical do óleo na direção do poço produtor. O poço produtor
também tem uma influência importante no processo, que devido à diferença de
pressões faz com que o fluido se desloque até ele, já que os fluidos em geral
têm a tendência de se dirigir até a zona de menor pressão. Portanto, o óleo
seria deslocado ajudado pela sucção criada pelo poço produtor e o varrido
desde o fundo até o topo criado pela água que se localiza no fundo do
reservatório devido à segregação gravitacional, que como foi mencionado
anteriormente faz com que os fluidos se separem em função das suas
respectivas densidades.
A base deste método está na configuração de poços utilizada e na
segregação gravitacional tendo como resultado um processo de deslocamento
de curta distância em lugar de um deslocamento de longa distância.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
47
Características
a) É um método que combina métodos já conhecidos e utilizados na
indústria, como a injeção periférica e os poços horizontais;
b) Melhora a recuperação realizando o deslocamento de óleo em
distâncias curtas, ao contrário da injeção convencional;
c) Com o objetivo de evitar uma invasão de água prematura, os poços
injetores não estão em linha direta com os poços horizontais;
d) A configuração dos poços permite que seja utilizada de forma individual
ou realizando arranjos simétricos, ou seja, uma configuração ao lado da
outra.
Vantagens
a) Os resultados de simulações numéricas e aplicações em campo
conhecidos, têm mostrado melhoras quando comparados com
configurações convencionais;
b) A invasão de água nos poços produtores é controlada, pois o poço
injetor é vertical e a água ingressa no poço produtor pela ponta;
c) Diminui o problema da razão da mobilidade; segundo os experimentos
realizados enquanto maior é a mobilidade, melhor é a recuperação.
Desvantagens
a) É um método em etapa de estudo e desenvolvimento, com uma
aplicação relativamente restrita;
b) Precisa de uma permeabilidade vertical que permita realizar o
deslocamento dos fluidos desde o fundo até o topo;
c) O método aparentemente não é aplicável em reservatórios delgados,
pois as espessuras pequenas não são muito influenciadas pela
gravidade.
2.9 Planejamento de experimentos
O planejamento experimental, também denominado delineamento
experimental, representa um conjunto de ensaios estabelecidos com critérios
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
48
científicos e estatísticos, com o objetivo de determinar a influência de diversas
variáveis nos resultados de um dado sistema ou processo (Tonini Button,
2005).
Algumas vantagens oferecidas pelo planejamento experimental são: a
redução do número de ensaios sem prejuízo da qualidade da informação; o
estudo simultâneo de diversas variáveis; a determinação da confiabilidade dos
resultados; a seleção das variáveis que influem em um processo; elaborar
conclusões a partir de resultados qualitativos.
A estatística é utilizada para o planejamento experimental e para a
análise e elaboração de conclusões, pois é uma forma objetiva de avaliar os
erros experimentais que afetam os resultados.
Na publicação de Montgomery, em 1991, foi proposta uma sequência ou
procedimento para o planejamento e análise de resultados:
1. Reconhecimento e definição do problema;
2. Escolha das variáveis ou fatores de influência e das faixas de valores
em que essas variáveis serão avaliadas, definindo-se o nível específico
(valor) que será empregado em cada ensaio.
3. Escolha adequada da variável de resposta, garantindo a objetividade na
análise dos resultados obtidos. O critério principal para essa escolha é
que o erro experimental de medida da variável de resposta seja mínimo,
permitindo a análise estatística dos dados, com um número mínimo de
réplicas;
4. Delineamento dos experimentos, o tamanho da amostra (número de
réplicas), sequência de execução dos ensaios, necessidade aleatória do
uso de blocos. A experimentação é um processo iterativo.
Principalmente em processos complexos, com diversas variáveis
influentes, não se deve partir de um conjunto extenso de experimentos,
que envolva um grande número de variáveis, estudadas em diversos
níveis. É mais produtivo estabelecer-se um conjunto inicial com número
reduzido de ensaios (poucas variáveis e poucos níveis de avaliação),
estudar o processo e aos poucos, acrescentar novas variáveis e níveis;
e eliminar os parâmetros estatisticamente não significativos. Com essa
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
49
iniciativa, reduz-se o número total de ensaios e aplicam-se os recursos
para aqueles ensaios realmente importantes, que normalmente não
fornecem resultados objetivos nas tentativas iniciais;
5. Execução dos experimentos, monitorando-os e controlando-os. Esta
etapa exige o profundo conhecimento dos instrumentos, equipamentos e
métodos de controle e monitoramento;
6. Análise dos resultados, com o uso de métodos estatísticos, a fim de que
as conclusões estabelecidas sejam objetivas. Destaque-se que esses
métodos não permitem afirmar se uma dada variável apresenta ou não
um determinado efeito. Eles apenas garantem a confiabilidade e a
validade dos resultados, de modo que se possa determinar o erro
associado nas conclusões, de acordo com um dado grau de confiança
previamente estabelecido;
7. Elaboração das conclusões e recomendações a partir da análise dos
resultados. Essas conclusões e recomendações permitem que decisões
sejam tomadas a respeito do processo em estudo.
Um planejamento fatorial completo considera as possíveis combinações
que se podem obter entre os diferentes fatores que serão analisados. Por
exemplo, se os fatores são: temperatura e concentração de HCL, o número de
experimentos pode ser 4, realizando uma análise linear em dois níveis, mínimo
(-1) e máximo (+1). Mas quando se acrescenta outra variável como o tipo de
catalisador, as possíveis combinações entre os níveis mínimo e máximo das
variáveis pode aumentar até 8, e a cada nova variável as simulações ou
experimentos dobram (22=4, 23=8, 24=16, 25=32, 26=64, ... , 2k).
Se as variáveis são muitas, os planejamentos fatoriais fracionados, que
permitem fazer uma triagem para se conhecer as principais variáveis que
afetam o processo, podem ser utilizados. Se existirem 4 níveis em um fator e 3
níveis em outro, seriam necessários 4 x 3 = 12 ensaios diferentes e o
planejamento seria chamado de fatorial 4 x 3. Em geral, se houver n1 níveis do
fator 1, n2 do fator 2, ... , nk do fator k, o planejamento será um fatorial n1 x n2 x
... x nk. Isso necessariamente não significa que serão realizados apenas n1 x n2
x ... x nk experimentos, já que esse é o número mínimo de ensaios requeridos
para um planejamento fatorial completo.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
50
Se for necessário estimar o erro experimental podem ser necessários
ensaios repetidos, o que aumentaria o número de experimentos. O
planejamento mais simples é aquele em que todos os fatores são estudados
apenas em dois níveis, e pode ser chamado de planejamento fatorial 2k
(Barillas, 2008).
Como exemplo, a Tabela 2-1 mostra um planejamento fatorial 22 para
estudar o efeito da temperatura e de um tipo de catalisador sobre o rendimento
da reação (Barros Neto et al., 2003). De acordo com esta tabela, quando se
utiliza o catalisador B e a temperatura aumenta de 40 °C até 60 °C (exp. 3 e 4)
pode ser observado que a resposta do rendimento aumenta 14% (de 54 para
68%). Os resultados mostraram que o aumento de temperatura tem o efeito
maior no rendimento que a mudança de catalisador, pelo que pode ser
considerado o efeito principal do processo. Os resultados também mostraram
que o rendimento do catalisador depende da temperatura. A temperatura de 40
°C (exp. 1 e 3) se observa que a mudança do catalisador promove uma
diminuição do rendimento da reação em 5%. A 60 °C (exp. 2 e 4), a redução do
rendimento é de 22%. Assim, pode ser observado que estas variáveis
dependem uma da outra, e se diz que estas variáveis interagem, e o efeito da
interação pode ser calculado (Barillas, 2008).
Tabela 2-1 Planejamento Fatorial 22
Exp. Temperatura (°C) Catalisador Rendimento médio (%)
1 40 A 59
2 60 A 90
3 40 B 54
4 60 B 68
O efeito principal (neste caso da temperatura) é por definição a média
dos efeitos da temperatura nos dois níveis do catalisador. Usando a letra T
para representar esse efeito, e sendo iy a resposta média observada no i-
ésimo experimento, se pode escrever segundo a Equação (2.1):
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
51
( ) ( )2 1 4 3
2
y y y yT
− + −= (2.1)
( ) ( )90 59 68 5822,5%
2T
− + −= =
Este valor de 22,5% mostra que o rendimento da reação aumenta
22,5%, em média, quando a temperatura passa de seu nível inferior até o nível
superior. Contudo, esta conclusão não está completa, já que anteriormente se
observou que o catalisador e a temperatura interagem e é necessário incluir
também ao catalisador, então é necessária uma interpretação em conjunto dos
fatores.
Nos planejamentos de dois níveis podem ser identificados os níveis
superior e inferior com sinal (+) e (-) respectivamente. Com esta nova notação
pode ser observado na Tabela 2-1 que os experimentos 2 e 4 estão no nível
máximo e não afetam os resultados. Então, a Equação (2.1) pode ser reescrita
como uma diferença entre duas médias nos níveis máximos e mínimos,
Equação (2.2):
( ) ( )2 4 1 3
2 2
y y y yT
− −= + (2.2)
T y y+ −= −
A Equação (2.2) é válida para qualquer cálculo de efeito principal de um
planejamento experimental de dois níveis.
Para o cálculo do efeito do catalisador é utilizada a Equação (2.3):
( ) ( )3 4 1 2
2 2
y y y yC y y+ −
− −= − = + (2.3)
13, 5%C = −
Pode ser observado que o efeito do catalisador é negativo, o que
significa que quando se troca o catalisador A pelo catalisador B, o rendimento
da reação cai em 13,5%, em média. Se a escolha dos níveis do catalisador
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
52
tivesse sido ao contrário, sendo o catalisador A o nível máximo (+) e o
catalisador B o nível mínimo (-), a resposta seria um incremento de 13,5% ao
mudar de catalisador. Na prática a conclusão é a mesma, o rendimento do
catalisador B é menor em 13,5%, em média, que o catalisador A.
Se não existisse interação, o efeito da temperatura deveria ser o mesmo,
em ambos catalisadores, mas já se observou que não é assim, por isso existe
a necessidade de avaliar a interação entre os dois fatores. O efeito da
temperatura é +31% com o catalisador A, e cai para +14% para o catalisador
do tipo B. Como na ausência de interação, estes parâmetros deveriam ser
idênticos, é possível tomar a diferença entre eles como uma medida de
interação entre os fatores T e C. Dessa forma, por uma questão de
consistência com a definição dos outros efeitos, a metade da diferença é por
definição o efeito de interação entre os dois fatores. Usando TxC para
representar a interação dos efeitos, é possível escrever, Equação (2.4):
( ) ( )4 3 2 1
2 2
− −× = +
y y y yT C (2.4)
14 31 8,5%2
T C TC −× = = = −
A Equação (2.4) mostra que para calcular qualquer efeito, todas as
respostas observadas são utilizadas. Cada efeito é a diferença de duas
médias, metade das observações contribui para uma das médias, e a metade
restante aparece na outra média. Esta característica é importante nos
planejamentos fatoriais de dois níveis (Barros Neto et al., 2003).
2.9.1 Diagrama de Pareto
Um diagrama de Pareto é uma ferramenta gráfica de análise utilizada na
estatística, que permite colocar os dados em uma ordem hierárquica, ajudando
a identificar e avaliar os parâmetros e as iterações mais significativas sobre
cada variável de resposta considerada em um processo.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
53
2.9.2 Superfícies de Resposta
A metodologia de Superfícies de Resposta (ou RSM, de Response
Surface Methodology) é uma técnica de otimização em planejamentos fatoriais
que foi introduzida por G.E.P. Box (década dos 50), e que desde então tem
sido usada com grande sucesso na modelagem de diversos processos
industriais (Barros Neto, 2003).
Essa metodologia é constituída de duas etapas distintas – modelagem e
deslocamento, que são repetidas tantas vezes quanto forem necessárias, com
o objetivo de atingir uma região ótima da superfície investigada. A modelagem
normalmente é feita ajustando-se modelos simples (em geral, lineares ou
quadráticos). E as respostas são obtidas com planejamentos fatoriais ou com
planejamentos fatoriais ampliados. O deslocamento se dá sempre ao longo do
caminho de máxima inclinação de um determinado modelo, que é a trajetória
na qual a resposta varia de forma mais pronunciada (Barros Neto, 2003).
Pode-se obter uma representação bidimensional da superfície modelada
a partir das curvas de nível, que são linhas em que a resposta é constante
(Barros Neto, 2003).
2.10 Estimativa de Custos
Este trabalho apresenta uma análise técnico - econômica, com o objetivo
de fazer uma comparação mais completa das configurações estudadas. A
análise envolve os valores de custo inicial englobando o preço da água
utilizada no processo de injeção, o preço de tratamento da água produzida e o
preço do barril de petróleo.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
54
2.10.1 Valor Presente Líquido (VPL)
Também conhecido como o método do valor atual, o VPL é uma fórmula
matemática utilizada para determinar o valor de pagamentos futuros
descontando o custo do investimento inicial e uma taxa de juros apropriada.
Em finanças o VPL é utilizado para o planejamento de investimentos a
longo prazo. O critério utilizado para empreender ou não um investimento
potencial é que se o VPL de todas as entradas de caixa menos o VPL de todas
as saídas de caixa for maior que zero, o investimento é favorável; se o VPL for
igual a zero não existiria perda mas também não existiria ganho, e se o VPL for
menor que zero então significaria uma perda de investimento.
No caso de fluxos de caixas uniformes, pode-se utilizar à seguinte
equação (2.5):
(2.5)
onde:
VPL = Valor Presente Liquido (R$)
FCt = Fluxo de Caixa (anual)
t = tempo (anos)
n = duração total do projeto
i = taxa de desconto anual.
Para este trabalho foi utilizada a Equação (2.6) como o valor do FCt:
FCt = Ganho na produção de óleo (R$) – Gastos de Tratamento de água
(R$) (2.6)
Ganho na produção de óleo = ∆Npanual x PO x 6,28
Gastos de Injeção de água = (∆Wianual x PAF) + (∆Wpanual x PAT x 6,28)
1 (1 )
nt
tt
FCVPL
i==
+∑
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos
55
onde:
∆Npanual = Produção acumulada de óleo anual (m3 std)
PO = Preço internacional do óleo (R$/Bbl)
∆Winjanual = Volume de água injetada anualmente (m3 std)
∆Wpanual = Volume de água produzida anualmente (m3 std)
PAF= Preço médio da água potável (R$/ Bbl)
PAT= Preço médio do custo de tratamento da água produzida (R$/ Bbl)
1 m3 = 6,289 Bbl
EsCap
stado pítuloda A
III rte
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo III: Estado da Arte
57
3 Estado da Arte
A injeção de água teve seu início na cidade de Pithole, no leste da
Pennsilvânia, Estados Unidos, no ano 1865 de forma acidental. Em 1880, Jhon
F Carll concluiu que a água, que se deslocou e empurrou o óleo foi um
beneficio para o incremento na recuperação dos hidrocarbonetos. Nesta época
pensava-se que a função principal da água era manter a pressão do
reservatório, permitindo aos poços ter uma vida mais longa do que mediante a
depleção natural da pressão. No início da injeção de água, usava-se a injeção
circular.
Em 1907, a prática da injeção de água teve um impacto positivo na
produção de óleo do Campo Bradford, que até 1937 teve uma produção de
aproximadamente 17 milhões de barris.
Em 1921, a Forest Oil Corp. fez uma modificação da técnica de injeção e
converteu uma série de poços produtores em poços injetores de água,
formando uma linha.
O primeiro padrão de injeção conhecido como Cinco Pontos ou “Five-
Spot” surgiu na parte sudeste do campo Bradford, em 1928.
Embora a prática da injeção de água tenha-se expandido rapidamente,
permitindo maiores razões de injeção-produção, a técnica foi reconhecida
apenas no início de 1950.
Em 1950, os poços inclinados começaram a ser utilizados na indústria
do petróleo.
Joshi S. D. (1991) publicou um livro que inclui uma análise detalhada
dos poços horizontais e sua aplicação, tornando-se um pioneiro na descrição
das características do uso deste tipo de poços. Posteriormente, publicou uma
análise de custos e benefícios incluindo várias aplicações, entre elas a de
injeção de água e recuperação melhorada em 2001.
Em 1992, o conceito da utilização de poços horizontais para a injeção de
água foi introduzido por Tabber, como um método para melhorar o
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo III: Estado da Arte
58
desempenho da injeção de água convencional. O conceito desta proposta foi
que com a ajuda de poços horizontais poderiam ser utilizadas menores
pressões e maiores vazões de injeção do que com os poços verticais, pois as
secções horizontais têm um maior contato com a formação de interesse
resultando em uma maior área de drenagem, obtendo assim uma melhora na
recuperação de óleo.
Em 1998, C. G. Popa fez um estudo de simulação numérica, usando um
modelo numérico clássico de “Black oil” de duas fases em duas dimensões
para diferentes padrões de arranjos de poços horizontais e verticais tanto para
o caso dos injetores como para os produtores. Neste estudo também foi
considerada a perda de pressão ao longo das seções horizontais dos poços.
Foram propostas três configurações base: a primeira constava de dois poços
horizontais paralelos, um injetor e um produtor; a segunda, um poço horizontal
injetor e vários poços verticais produtores; a terceira, usando poços verticais
injetores e um poço horizontal produtor. Dos resultados obtidos concluiu-se que
a eficiência da injeção de água é fortemente influenciada pela perda de
pressão ao longo da seção horizontal e a distribuição dos poços. Também foi
encontrado que o arranjo que incluiu os injetores verticais e o produtor
horizontal perpendicular mostrou melhores resultados, já que o monitoramento
de poços verticais torna-se relativamente mais fácil quando forem usados como
poços injetores.
No ano de 2001 foi registrada a primeira patente sobre a aplicação de
poços horizontais em projetos de injeção de água, por Alex T. Turta e Conrad
Ayasse, denominando-a como “Toe to Heel Waterflooding” (TTHW).
Uma publicação em 2004, por Alex T. Turta et al., mostrou que durante
1996-1998 se realizaram testes de laboratório usando um modelo físico 2D
Hele Shaw, que imita um meio poroso usando duas placas de plexiglass
verticais paralelas (0.1 mm de distância entre elas). Usaram-se esquemas com
um injetor vertical e um produtor horizontal/vertical, projetados especificamente
para o estudo da eficiência de varrido vertical. A característica principal destes
testes foi que a injeção de água era feita no fundo da zona de óleo, enquanto o
produtor horizontal foi situado no topo. Foram realizados experimentos com 5
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo III: Estado da Arte
59
óleos diferentes (com viscosidades na faixa de 10 mPa.s e 12 mPa.s), e
vazões de injeção de água entre 2.5 e 320 ml/hr, e resultaram em uma
recuperação de óleo significativamente maior do que usando a injeção de água
convencional, devido à melhor eficiência de varrido vertical obtida.
Posteriormente, realizaram estudos de laboratório em três dimensões,
usando um vasilhame que simula um meio poroso, as dimensões da câmara
retangular são aproximadamente: 42x27x16 cm3; o volume total é de 18 litros,
e o volume poroso é de aproximadamente 6 litros, ou seja, uma porosidade
estimada de 33%. Todos os testes TTHW envolveram uma pressão de injeção
baixa. Também, a pressão diferencial (entre o poço injetor e produtor) foi baixa.
O resultado obtido nos quatro testes realizados foi um incremento na
recuperação de óleo, que pôde ser devido ao incremento da eficiência de
varrido vertical ou horizontal, ou por causa do efeito combinado das duas. Não
se conhece procedimentos técnicos para medir diretamente estes
componentes individuais da eficiência de varrido volumétrico. No entanto,
baseados na experiência com o modelo Hele Shaw, acredita-se que um
incremento na eficiência de varrido vertical no TTHW foi o motivo mais
razoável. Outro parâmetro estudado foi o efeito da vazão de injeção, e a
conclusão foi que quanto menor a injeção maior será a recuperação, já que o
incremento de água injetada prejudica o efeito da segregação gravitacional.
Em 2010, A. Turta et al. publicaram um artigo relatando os resultados
parciais de uma injeção de água utilizando produtores horizontais no
reservatório Medicine Hat Gluconitic C, na Canadá. Em 1996, foi feito um
projeto piloto, onde foram perfurados vários poços produtores horizontais
melhorando significativamente a recuperação de óleo. Em 2001, foi
implementada uma injeção de água ao longo de campo inteiro que envolvia
sete módulos TTHW com 10 injetores verticais e 18 produtores horizontais, de
um total de 52 injetores e 100 produtores. O óleo deste campo é médio e tem
uma viscosidade variável entre 400 e 1000 cp @ 26ºC, °API entre 12 e 16. Os
resultados até o momento da realização do artigo foram: Cinco dos sete
módulos TTHW mostraram um desempenho positivo, aumentando em
aproximadamente 30% a produção de óleo em relação à recuperação com um
arranjo de poços verticais, embora nem todos os módulos tenham uma
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo III: Estado da Arte
60
configuração TTHW ideal. Além disso, também foi concluído que o método
aplicado em reservatórios delgados não apresenta uma melhora significativa, o
que restringe as espessuras médias, ou finalmente que a viscosidade também
apresenta uma influência muito importante, mostrando uma melhor
aplicabilidade a óleos levemente pesados. As comparações foram feitas com
injeções convencionais em áreas vizinhas e também com outras áreas ao
longo do campo.
Tomando os trabalhos anteriormente mencionados, como uma base de
referência, optou-se por realizar um estudo comparativo da injeção de água,
utilizando diferentes configurações de poços para verificar a influência dos
parâmetros operacionais na recuperação de óleo, em reservatórios com
características da Bacia Potiguar.
MaateriaiCap
is e Mpítulo Métod
IV os
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
62
4 Materiais e Métodos
O presente capítulo mostra as características dos elementos utilizados
neste trabalho: o programa utilizado para as simulações numéricas, os dados
de reservatório que foram introduzidos e os parâmetros analisados. A
informação utilizada corresponde a valores característicos de um reservatório
das bacias dentro da região nordeste do Brasil.
4.1 Ferramenta Computacional
Foram utilizados três módulos do simulador computacional da CMG
(Computer Modelling Group Ltd.). Esses módulos são o WinProp, Builder e
STARS.
4.1.1 WinProp – CMG
A primeira ferramenta computacional utilizada foi o WinProp, da CMG
Ltd. (2010). Este programa usa equações de estado para o cálculo das
propriedades de equilíbrio de sistemas multifásicos, com os seguintes
objetivos:
• Caracterização do fluido;
• Agrupamento dos componentes;
• Ajuste de dados de laboratório através da regressão;
• Simulação de processos de contato múltiplo;
• Construção do diagrama de fases;
• Precipitação de sólidos, etc.
Esta ferramenta pode ser utilizada para analisar o comportamento de
fases de reservatórios de gás e óleo, e para gerar as propriedades dos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
63
componentes para os diferentes simuladores da CMG, como o GEM, IMEX, e
STARS.
4.1.2 Builder - CMG
O Builder é uma ferramenta que permite criar arquivos de simulação
para serem analisados com os diferentes simuladores da CMG, tais como
IMEX, GEM e STARS. Este software abrange todas as áreas dos dados
fornecidos, inclui a criação e importação de malhas e suas propriedades,
localização de poços, importação de dados de produção, importação ou criação
de modelos de fluidos, propriedades rocha-fluido e condições iniciais.
Neste caso em particular, o arquivo construído com este programa
necesita dos seguintes dados:
• Modelo do fluido (óleo e água injetada);
• Propriedades rocha-fluido;
• Condições iniciais de reservatório (Pressão, Temperatura, Profundidade,
etc);
• Características dos poços injetores e produtores.
4.1.3 STARS – CMG
STARS é um simulador trifásico de múltiplos componentes que pode ser
utilizado para injeção de agentes químicos/polímeros, aplicações térmicas,
injeção de água, água quente, vapor, poços horizontais,
porosidade/permeabilidade dupla, malhas flexíveis, combustão “In Situ”, entre
outras. Além da flexibilidade, o STARS foi escolhido pelo fato de ter sido
utilizado em vários dos estudos realizados pelos autores do processo de
injeção de curto deslocamento sobre os quais este trabalho se encontra
baseado (A. Turta et al.).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
64
4.2 Propriedades do fluido
4.2.1 Composição
Nesta seção são apresentadas as propriedades do fluido utilizado; são
valores característicos das bacias do Nordeste do Brasil. Segundo o grau API,
o óleo é considerado médio. A composição do fluido está na Tabela 4.1.
Densidade do óleo: 30 °API.
Pressão de saturação: 7 kgf/cm2 (102,41 psi)
Temperatura: 50,00 °C
Tabela 4-1 Composição do Fluido.
Componente Fração Molar
N2 0,0005
C1-C2 0,0032
C3-C4 0,0154
IC5-C6 0,1419
C7-C11 0,5662
C12+ 0,2728
Total 1,0000
As características do componente pesado C12+ são:
Massa especifica: 0,916 g/cm3
Massa molecular: 807
Pressão de saturação: 7 kgf/cm2 (102,41 psi)
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
65
4.2.2 Viscosidade do fluido
A viscosidade é uma das propriedades mais importantes no ajuste do
modelo de fluidos, devido à influência no deslocamento do óleo. A Figura 4-1
mostra o ajuste entre os valores teórico e simulado.
Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade (WinProp)
4.2.3 Permeabilidades Relativas.
A Figura 4-2 e a Figura 4-3 mostram as curvas de permeabilidade
relativa de óleo e água em relação à saturação de água e em relação à
saturação de líquidos respectivamente.
0.0130
0.0135
0.0140
0.0145
0.0150
0.0155
0.0160
16.0
16.5
17.0
17.5
18.0
0 200 400 600 800 1000
Visc
osid
ade
do G
ás (c
p)
Visc
osid
ade
do Ó
leo
(cp)
Pressão (psia)Viscosidade do óleoViscosidade Experimental do óleoViscosidade do gás
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
66
Figura 4-2 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de água (Sw)
Figura 4-3 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de Líquidos (Sl)
00.10.20.30.40.50.60.70.80.9
0.4 0.6 0.8 1
kr
SwPermeabilidade Relativa do Gás (krg)Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog)
00.10.20.30.40.50.60.70.80.9
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
kr
SlPermeabilidade Relativa do Gás (krg)
Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog)
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
67
4.3 Modelo da Malha
4.3.1 Modelo Retangular Homogêneo
Para o desenvolvimento deste trabalho foi utilizado um modelo com
forma regular. A Tabela 4-2 contém as descrições desse modelo físico, e as
dimensões utilizadas estão baseadas em um reservatório da Bacia Potiguar.
Tabela 4-2 Características da Malha Retangular Homogênea.
Número Total de Blocos 7500,00
Dimensão em x (m) 773,01
Dimensão em y (m) 773,01
Dimensão em z (m) 12,00
Numero de blocos em i 25,00
Tamanho de blocos em i (m) 30,92
Número de blocos em j 25,00
Tamanho de blocos em j (m) 30,92
Número de blocos em k 12,00
Tamanho de blocos em k (m) 1,00
A Figura 4-4 mostra uma visão em três dimensões do modelo físico
simulado; a diferença de cores faz referência à variação da saturação de óleo,
cujo valor é de 0,7.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
68
Figura 4-4 Malha Retangular Homogênea (Vista 3D).
A Figura 4-5 mostra uma vista lateral do modelo físico onde pode ser
observada a inclinação do reservatório. O valor do ângulo de inclinação, que é
de aproximadamente 1 grau, se traduz em uma diferença de profundidade de
aproximadamente 5 m entre os dois extremos da camada. Os valores
encontrados nos extremos do gráfico da Figura 4-5 fazem referência à
profundidade do reservatório, mostrando que o extremo superior direito está a
aproximadamente 489 m de profundidade e o extremo superior esquerdo está
a 494 m.
773 m 773 m
12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
69
Figura 4-5 Malha Retangular Homogênea (Vista lateral).
4.4 Propriedades do reservatório
O modelo de reservatório utilizado neste trabalho é semi-sintético e
homogêneo, quer dizer que utiliza valores médios das bacias do Nordeste
Brasileiro, e que os valores de cada uma das propriedades são os mesmos em
qualquer ponto do modelo. A Tabela 4-3 contém os valores das propriedades
do reservatório.
Tabela 4-3 Propriedades do Reservatório.
Propriedade Valor
Saturação inicial de óleo, So 0,71
Saturação da água conata, Swc 0,29
Volume original de óleo (m3 std) 2.219.445,00
Volume original de água (m3 std) 643.642,00
Espessura do óleo (m) 12,00
Profundidade do reservatório (m) 489,00
Porosidade, (%) 0,28
Permeabilidade Horizontal, KH (mD) 630,00
Relação de Permeabilidades, KV/KH 0,10
Profundidade 489,00
Compressibilidade da rocha (1/kPa) 2,1x 10-0,6
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
70
4.5 Descrição das condições de operação
Deve ser mencionado que os parâmetros operacionais foram mantidos
constantes ao longo das simulações para fazer uma comparação das
configurações estudadas sob as mesmas condições. A Tabela 4-4 mostra os
valores de pressão mínima e máxima utilizadas nos poços injetores e
produtores.
Tabela 4-4 Parâmetros de Operação dos Poços.
Parâmetro Valor
Pressão de fundo de poço máxima , injeção (kPa) 256,05 (1.707,00 psi)
Pressão de fundo de poço mínima , produtor (kPa) 4,28 (28,50 psi)
Vazão máxima de líquido produzido (m3 std/dia) 5.000,00
4.6 Modelos de Configurações de Poços Estudados
Como foi mencionado no capítulo I, o objetivo principal deste trabalho é
a comparação de diferentes configurações de poços, para isso foram utilizadas
três configurações distintas. Uma delas, a de 5 Pontos foi utilizada como base
comparativa devido ao uso frequente na indústria do petróleo; a segunda foi a
configuração TTHWTM e a terceira é uma configuração que surgiu a partir deste
estudo.
4.6.1 Configuração de poços de 5 Pontos
O estudo da injeção de água com uma configuração de poços de 5
Pontos foi realizada como um parâmetro base de comparação das
configurações propostas. Neste caso base, foram usados poços verticais
completados em toda a espessura da área de interesse tanto para a injeção
Disse
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VVista Laa
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
72
transversal aos poços injetores estava localizado no extremo do reservatório.
Entretanto, devido às distâncias entre um extremo e o outro, o poço foi
reposicionado no centro do reservatório e foram colocadas duas linhas de
poços injetores nos extremos, conforme Figura 4-7.
Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central).
4.6.3 Configuração de poços TTHWTM
A configuração TTHWTM ideal descrita na teoria está formada por poços
produtores horizontais e poços injetores verticais. Estes últimos estariam
levemente deslocados para os lados das pontas dos produtores, conforme
Figura 4-8.
Vista Superior Vista Latera
Prod.- 01
o Inj.- 04
o Inj.- 06
o Inj.- 05
o Inj.- 01
o Inj.- 02
o Inj.- 03
Inj.- 06 Prod.- 01
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
73
Figura 4-8 Configuração Toe-to-Heel Waterflooding (TTHW).
Para chegar à configuração conhecida como TTHW foram realizadas
diferentes simulações computacionais, com o objetivo de determinar se a
posição do produtor em diferentes profundidades da espessura do reservatório
tinha influência na produção de óleo. Foram realizadas simulações com a
injeção e a produção realizadas em três diferentes camadas: no topo, no meio
e no fundo. As simulações mostraram que a configuração com maiores
vantagens foi aquela onde o produtor encontrava-se no topo e o injetor no
fundo.
Também foram realizadas diferentes simulações para determinar o
comprimento dos poços horizontais, obtendo uma melhor resposta com um
comprimento de 309,2 m (10 blocos).
4.7 Metodologia de Trabalho
Vista Superior Vista Lateral
Prod.- 02
Inj.- 01 o
Inj.- 02
Prod.- 03Prod.- 01
Inj.- 02 o
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos
74
O desenvolvimento deste trabalho foi realizado a partir de uma
sequência ordenada de eventos, essa ordem foi:
1. Revisão bibliográfica relacionada com o tema;
2. Aquisição de dados de fluido e do reservatório;
3. Criação do modelo de Fluidos utilizando o módulo Win Prop da CMG;
4. Criação do modelo físico utilizando o módulo Builder da CMG;
5. Combinação e ajuste dos modelos de fluido e físico;
6. Planejamento fatorial para o estudo de sensibilidade;
7. Simulação dos arquivos no módulo STARS da CMG;
8. Análise de Resultados (Diagramas de Pareto, Superfícies de Respostas,
Volume Poroso Injetado e Mapas de Saturação);
9. Estimativa de custos;
10. Redação do trabalho escrito;
11. Qualificação;
12. Revisão e Correção;
13. Defesa.
Reesultados eCa
e Discpítulocussõ
o V ões
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
76
5 Resultados e Discussões
Este capítulo mostra os resultados mais importantes do estudo
realizado, iniciando com a comparação da configuração base de 5 Pontos com
a PH Central e a TTHW com produções primárias, posteriormente com injeção
de água, também é mostrada a análise de sensibilidade de parâmetros
operacionais na fração de óleo recuperada, utilizada no desenvolvimento da
pesquisa, seguida da análise de estimativa de custos.
5.1 Comparação entre os modelos com e sem injeção de água
Foi realizada uma comparação entre o modelo com injeção e sem
injeção de água para as três configurações de poços mostradas na seção 4.6.
As características dos modelos de reservatórios foram iguais para os três
casos e os dados foram mostrados na Tabela 4-1, na Tabela 4-2 e na Tabela
4-3 no Capítulo IV.
A Figura 5-1 mostra as curvas do fator de recuperação das
configurações de 5 Pontos (Configuração base), PH Central e TTHW,
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
77
Figura 5-1 Produção primária.
Verifica-se na Figura 5-1, que os resultados obtidos para as três
configurações (5 Pontos, PH Central e TTHW, com os produtores completados
no topo) têm resultados muito similares depois de 20 anos de produção
primária. As três curvas apresentam valores menores de 2% de FR, com uma
leve melhora por parte da configuração de 5 Pontos depois do sétimo ano. No
entanto, as diferenças entre as três curvas são muito pequenas, na ordem de
0,1 pontos percentuais em média.
Com a finalidade de mostrar o comportamento de produção inicial de
cada configuração de poços, a Figura 5-2 mostra as vazões de óleo obtidas
nos primeiros 30 dias de produção primária para as três configurações
estudadas. Devido à alta pressão dentro do reservatório, os volumes
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
78
recuperados inicialmente são grandes, no entanto, a vazão de produção
diminui rapidamente em função do tempo.
Figura 5-2 Razão de óleo na produção primária.
A Figura 5-2, mostra que a curva da configuração TTHW apresentou a
maior vazão de óleo de 1.816 m3 std no primeiro dia de produção. Na
sequência tem-se a curva da configuração PH Central, com uma vazão máxima
de 1.553 m3 std atingido no segundo dia e, por último, tem-se a curva da
configuração de 5 Pontos (linha vermelha na Figura 5-2), com uma vazão
máxima de 976 m3 std, também no segundo dia de produção. Porém, também
é possível perceber que existe uma diminuição de produção de óleo diária
muito rápida e, depois de 30 dias de produção os valores de cada configuração
estão entre 200 e 300 m3 std/dia, sendo que depois do segundo ano de
produção, as vazões diárias para cada configuração são menores que 1 m3 std.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
79
As altas vazões atingidas pelas diferentes configurações se devem aos
valores de restrição de produção dos poços (Ver Tabela 4-4). Além disso,
deve-se levar em consideração, que os poços horizontais apresentam uma
maior área de drenagem em comparação com os poços verticais. Este é um
dos motivos para que as configurações com poços produtores horizontais
apresentem superioridade em relação ao modelo base (de 5 Pontos).
Com o objetivo de avaliar a influência da posição dos poços e da força
gravitacional das configurações PH Central e TTHW, foram realizadas duas
simulações sem injeção de água colocando os poços horizontais produtores na
base do reservatório, os resultados estão ilustrados na Figura 5-3.
Figura 5-3 Influência da localização dos poços produtores horizontais no FR.
Na ordem descendente da Figura 5-3, as duas primeiras curvas
pertencem às configurações PH Central e TTHW com os poços produtores
completados na base do reservatório. É possível observar que após 20 anos,
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
80
os resultados são superiores em relação aos dos produtores horizontais
completados no topo. Isso se deve ao fato de que, não existindo outro
mecanismo de produção primária dentro do reservatório, o óleo é influenciado
pela drenagem gravitacional. Então, a força gravitacional atua para baixo
fazendo com que o óleo se desloque para o fundo do reservatório onde se
encontram os poços produtores. Além disso, existe o fato de que os poços
horizontais têm uma maior área de contato com o reservatório, melhorando
assim a produção em aproximadamente 3 pontos percentuais para a
configuração TTHW e quase 4 pontos percentuais para a configuração PH
Central.
Contudo, depois da análise da Figura 5-1 e da Figura 5-2, é possível
perceber que a recuperação primária fornece valores de FR pequenos,
menores que dois pontos percentuais e equivalentes a menos de 2.000 m3 std
em 20 anos de produção, o que sugere que esse reservatório poderia ser um
bom candidato para o uso de técnicas avançadas de recuperação.
A Figura 5-4 mostra os resultados de uma injeção de água realizada
utilizando as três configurações propostas neste trabalho, à mesma vazão de
injeção (375 m3 std/dia). Apresenta também os resultados da produção
primária, que devido à semelhança entre eles está representada pela curva de
5 Pontos.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
81
Figura 5-4 Fator de Recuperação de óleo com e sem injeção de água.
É possível observar na Figura 5-4 que a diferença entre os modelos com
e sem injeção de água, após 20 anos é grande. As três curvas com injeção de
água têm comportamentos similares, porém a diferença entre elas e a curva de
produção primária é de mais de 45 pontos percentuais, o que, para este caso,
mostra as vantagens do uso de um método de recuperação avançada.
5.1.1 Análise dos Mapas de Saturação de Água
O objetivo desta análise é ilustrar como a frente de água se desloca
dentro do reservatório; assim é possível ter uma idéia da Eficiência de Varrido
Horizontal (EA) da água injetada. Cada mapa de saturação de água está
dividido em quatro diferentes etapas, cada uma correspondendo a um valor
diferente no tempo. Para cada tempo existem dois gráficos, o da esquerda
mostra em três dimensões (3-D) uma seção do reservatório, as cores foram
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
82
levemente alteradas para mostrar o comportamento no interior do reservatório,
por tanto, não estão em concordância com a escala de cores que mostra os
valores da saturação de água; o gráfico da direita está em concordância com a
escala de cores e oferece uma visão superior do avanço da frente de água. Os
dados de reservatório utilizados para a criação destes mapas de saturação
foram os valores da Tabela 4-3 e a vazão de injeção foi a de 375 m3 std/dia.
Mapas de Configuração para a Configuração de 5 Pontos (“5-Spot”)
A Figura 5-5 mostra o comportamento da água injetada dentro do
reservatório (gráficos da esquerda) e a área varrida pela água (gráficos da
direita) para 1, 5, 10 e 20 anos.
1 ano
5 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
83
Figura 5-5 Mapa de Saturação de 5 Pontos (“5-Spot”) Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior
O esquema de 5 Pontos é uma das configurações mais conhecidas e
utilizadas ao longo da história da injeção de água, por isso a área de varrido
horizontal tem sido objeto de estudo por vários autores. A Figura 5-5 mostra
uma forma de deslocamento da água que é esperada devido à homogeneidade
do reservatório. Próximo ao poço, o deslocamento da água é radial e, ao longo
do tempo, devido à mobilidade da água e heterogeneidade do meio, a água
chega mais rápido ao produtor e não consegue “varrer” toda a região com óleo.
A completação de cada poço produtor e injetor nesta configuração abrange a
espessura total da camada.
10 anos
20 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
84
Mapas de saturação de água para a configuração PH Central
A Figura 5-6 mostra o comportamento da água injetada dentro do
reservatório (gráficos da esquerda) e a área varrida pela água (gráficos da
direita) para 1, 5, 10 e 20 anos.
1 ano
5 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
85
Figura 5-6 Mapa de Saturação de PH Central Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior
No caso da configuração PH Central, a forma de invasão radial ao redor
dos poços injetores tem pouca duração; a Figura 5-6 mostra que a frente inicial
de água tem uma forma de cone invertido em direção ao poço produtor, no
entanto deve ser mencionado que a completação dos poços injetores nesta
configuração foi realizada na base da camada. Assim, a água proveniente dos
seis poços injetores pode se juntar no fundo da zona de óleo fazendo com que
ele seja deslocado na direção do produtor de baixo para cima.
10 anos
20 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
86
Mapa de Saturação para a Configuração TTHW
A Figura 5-7 mostra o comportamento da água injetada dentro do
reservatório (gráficos da esquerda) e a área varrida pela água (gráficos da
direita) para 1, 5, 10 e 20 anos.
1 ano
5 anos
10 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
87
Figura 5-7 Mapa de Saturação de TTHW Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior
A configuração TTHW, conforme Figura 5-7, mostra uma forma similar
da invasão de água com a configuração PH Central. Os poços injetores neste
caso foram completados no fundo da camada, então a água vai deslocando o
óleo desde o fundo em direção aos poços produtores que estão completados
no topo.
5.2 Análise de sensibilidade
Segundo a literatura relacionada com a injeção de água, e mais
propriamente com a configuração TTHWTM, os volumes de óleo recuperados
são muito sensíveis às características próprias de cada reservatório, por isso
foi realizada uma análise de sensibilidade com alguns dos parâmetros que
geralmente influenciam no método de recuperação melhorada.
A Tabela 5-1 mostra os parâmetros e os valores utilizados para cada
nível. Foram estudados cinco parâmetros, quatro deles em três níveis e um
parâmetro em dois níveis, dando como resultado um planejamento fatorial
completo 21x34 com 162 casos em total.
20 anos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
88
Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade.
Parâmetro
Nível mínimo
(-1)
Nível Intermediário
(0)
Nível máximo
(1)
Espessura h, (m) 12 - 36
Relação de Permeabilidades Kv/Kh 0,05 0,1 0,3
Permeabilidade Horizontal, Kh (mD)
315 630 1260
Configuração de poços (Conf.) 5-Spot PH Central TTHW
Vazão Q (m3 std/dia) 375 750 1500
A Tabela 5-2 e a Tabela 5-3 mostram as características dos 162 casos
simulados, 81 para o reservatório de 12 m espessura e 81 para o de 36 m de
espessura. Os resultados obtidos estão organizados, de maior para menor, em
função do Fator de Recuperação de óleo (FR) em t = 20 anos.
Tabela 5-2 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=12m).
N° Exp. H (m) Kv/Kh Kh (mD) Conf. Q
(m3 std/dia) FR 20
(%) 78 12 0,30 1.260 PH Cent. 1.500 54,16 75 12 0,30 1.260 5 Pontos 1.500 53,92 81 12 0,30 1.260 TTHW 1.500 53,65 69 12 0,30 630 PH Cent. 1.500 52,75 51 12 0,10 1.260 PH Cent. 1.500 52,64 77 12 0,30 1.260 PH Cent. 750 52,50 66 12 0,30 630 5 Pontos 1.500 52,47 54 12 0,10 1.260 TTHW 1.500 52,15 48 12 0,10 1.260 5 Pontos 1.500 52,11 24 12 0,05 1.260 PH Cent. 1.500 52,07 72 12 0,30 630 TTHW 1.500 51,88 42 12 0,10 630 PH Cent. 1.500 51,77 21 12 0,05 1.260 5 Pontos 1.500 51,64 27 12 0,05 1.260 TTHW 1.500 51,59 15 12 0,05 630 PH Cent. 1.500 51,55 74 12 0,30 1.260 5 Pontos 750 51,49 39 12 0,10 630 5 Pontos 1.500 51,47 80 12 0,30 1.260 TTHW 750 51,41
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
89
68 12 0,30 630 PH Cent. 750 51,33 12 12 0,05 630 5 Pontos 1.500 51,29 57 12 0,30 315 5 Pontos 1.500 51,08 50 12 0,10 1.260 PH Cent. 750 50,93 60 12 0,30 315 PH Cent. 1.500 50,85 65 12 0,30 630 5 Pontos 750 50,69 30 12 0,10 315 5 Pontos 1.500 50,63 3 12 0,05 315 5 Pontos 1.500 50,57
71 12 0,30 630 TTHW 750 50,42 53 12 0,10 1.260 TTHW 750 50,42 47 12 0,10 1.260 5 Pontos 750 50,28 45 12 0,10 630 TTHW 1.500 50,21 23 12 0,05 1.260 PH Cent. 750 50,21 59 12 0,30 315 PH Cent. 750 49,97 41 12 0,10 630 PH Cent. 750 49,97 33 12 0,10 315 PH Cent. 1.500 49,89 18 12 0,05 630 TTHW 1.500 49,76 14 12 0,05 630 PH Cent. 750 49,74 26 12 0,05 1.260 TTHW 750 49,74 20 12 0,05 1.260 5 Pontos 750 49,63 6 12 0,05 315 PH Cent. 1.500 49,54
56 12 0,30 315 5 Pontos 750 49,51 38 12 0,10 630 5 Pontos 750 49,49 11 12 0,05 630 5 Pontos 750 49,27 44 12 0,10 630 TTHW 750 49,20 32 12 0,10 315 PH Cent. 750 49,20 5 12 0,05 315 PH Cent. 750 49,02
29 12 0,10 315 5 Pontos 750 49,98 2 12 0,05 315 5 Pontos 750 48,91
17 12 0,05 630 TTHW 750 49,89 49 12 0,10 1.260 PH Cent. 375 48,40 67 12 0,30 630 PH Cent. 375 49,24 22 12 0,05 1.260 PH Cent. 375 48,01 76 12 0,30 1.260 PH Cent. 375 47,82 58 12 0,30 315 PH Cent. 375 47,79 40 12 0,10 630 PH Cent. 375 47,74 62 12 0,30 315 TTHW 750 47,52 63 12 0,30 315 TTHW 1.500 47,52 52 12 0,10 1.260 TTHW 375 47,47 13 12 0,05 630 PH Cent. 375 47,43 46 12 0,10 1.260 5 Pontos 375 47,27 25 12 0,05 1.260 TTHW 375 47,26 31 12 0,10 315 PH Cent. 375 47,16 19 12 0,05 1.260 5 Pontos 375 47,13
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
90
37 12 0,10 630 5 Pontos 375 47,04 55 12 0,30 315 5 Pontos 375 47,04 64 12 0,30 630 5 Pontos 375 47,02 70 12 0,30 630 TTHW 375 47,00 4 12 0,05 315 PH Cent. 375 46,99
43 12 0,10 630 TTHW 375 46,96 10 12 0,05 630 5 Pontos 375 46,88 16 12 0,05 630 TTHW 375 46,79 28 12 0,10 315 5 Pontos 375 46,73 1 12 0,05 315 5 Pontos 375 46,69
35 12 0,10 315 TTHW 750 46,40 36 12 0,10 315 TTHW 1.500 46,40 61 12 0,30 315 TTHW 375 46,20 79 12 0,30 1.260 TTHW 375 46,18 8 12 0,05 315 TTHW 750 45,92 9 12 0,05 315 TTHW 1.500 45,92
34 12 0,10 315 TTHW 375 45,74 73 12 0,30 1.260 5 Pontos 375 45,73 7 12 0,05 315 TTHW 375 45,45
Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m).
N° Exp. H (m) Kv/Kh Kh (mD) Conf. Q
(m3 std/dia) FR 20
(%) 159 36 0,30 1.260 PH Cent. 1.500 49,99 162 36 0,30 1.260 TTHW 1.500 49,13 150 36 0,30 630 PH Cent. 1.500 48,90 132 36 0,10 1.260 PH Cent. 1.500 48,88 156 36 0,30 1.260 5 Pontos 1.500 48,83 105 36 0,05 1.260 PH Cent. 1.500 48,51 135 36 0,10 1.260 TTHW 1.500 48,37 123 36 0,10 630 PH Cent. 1.500 48,37 153 36 0,30 630 TTHW 1.500 48,20 147 36 0,30 630 5 Pontos 1.500 48,17 96 36 0,05 630 PH Cent. 1.500 48,11
129 36 0,10 1.260 5 Pontos 1.500 48,11 108 36 0,05 1.260 TTHW 1.500 48,05 102 36 0,05 1.260 5 Pontos 1.500 48,01 141 36 0,30 315 PH Cent. 1.500 47,92 120 36 0,10 630 5 Pontos 1.500 49,91 93 36 0,05 630 5 Pontos 1.500 47,87
138 36 0,30 315 5 Pontos 1.500 47,75
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111 36 0,10 315 5 Pontos 1.500 47,64 84 36 0,05 315 5 Pontos 1.500 47,64
114 36 0,10 315 PH Cent. 1.500 47,59 126 36 0,10 630 TTHW 1.500 47,56 99 36 0,05 630 TTHW 1.500 47,25 87 36 0,05 315 PH Cent. 1.500 47,03
149 36 0,30 630 PH Cent. 750 46,24 158 36 0,30 1.260 PH Cent. 750 46,20 131 36 0,10 1.260 PH Cent. 750 46,16 104 36 0,05 1.260 PH Cent. 750 45,93 144 36 0,30 315 TTHW 1.500 45,83 140 36 0,30 315 PH Cent. 750 45,72 122 36 0,10 630 PH Cent. 750 45,66 95 36 0,05 630 PH Cent. 750 45,55
134 36 0,10 1.260 TTHW 750 45,53 107 36 0,05 1.260 TTHW 750 45,35 101 36 0,05 1.260 5 Pontos 750 45,32 128 36 0,10 1.260 5 Pontos 750 45,29 113 36 0,10 315 PH Cent. 750 45,29 92 36 0,05 630 5 Pontos 750 45,27
119 36 0,10 630 5 Pontos 750 45,24 83 36 0,05 315 5 Pontos 750 45,19
110 36 0,10 315 5 Pontos 750 45,18 152 36 0,30 630 TTHW 750 45,15 137 36 0,30 315 5 Pontos 750 45,14 146 36 0,30 630 5 Pontos 750 45,12 86 36 0,05 315 PH Cent. 750 45,12
125 36 0,10 630 TTHW 750 45,06 98 36 0,05 630 TTHW 750 44,89
117 36 0,10 315 TTHW 1.500 44,75 161 36 0,30 1.260 TTHW 750 44,57 143 36 0,30 315 TTHW 750 44,51 116 36 0,10 315 TTHW 750 44,05 90 36 0,05 315 TTHW 1.500 43,89
155 36 0,30 1.260 5 Pontos 750 43,82 89 36 0,05 315 TTHW 750 43,56
103 36 0,05 1.260 PH Cent. 375 42,32 121 36 0,10 630 PH Cent. 375 42,19 94 36 0,05 630 PH Cent. 375 42,10 82 36 0,05 315 5 Pontos 375 42,04
112 36 0,10 315 PH Cent. 375 42,03 130 36 0,10 1.260 PH Cent. 375 42,00 91 36 0,05 630 5 Pontos 375 41,96
109 36 0,10 315 5 Pontos 375 41,92
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139 36 0,30 315 PH Cent. 375 41,86 85 36 0,05 315 PH Cent. 375 41,72
118 36 0,10 630 5 Pontos 375 41,56 100 36 0,05 1.260 5 Pontos 375 41,53 106 36 0,05 1.260 TTHW 375 41,17 148 36 0,30 630 PH Cent. 375 41,06 97 36 0,05 630 TTHW 375 41,05
136 36 0,30 315 5 Pontos 375 40,99 124 36 0,10 630 TTHW 375 40,93 115 36 0,10 315 TTHW 375 40,79 88 36 0,05 315 TTHW 375 40,69
142 36 0,30 315 TTHW 375 40,29 133 36 0,10 1.260 TTHW 375 40,24 127 36 0,10 1.260 5 Pontos 375 39,86 151 36 0,30 630 TTHW 375 38,97 157 36 0,30 1.260 PH Cent. 375 38,92 145 36 0,30 630 5 Pontos 375 38,47 160 36 0,30 1.260 TTHW 375 36,61 154 36 0,30 1.260 5 Pontos 375 34,11
Para efetuar a análise de sensibilidade destes parâmetros foi realizado
um Diagrama de Pareto, que mostra a ordem de influência dos fatores na
resposta, que para este caso é o Fator de Recuperação (FR) em t = 20 anos. A
Figura 5-8 mostra os parâmetros e interações estatisticamente mais influentes
neste trabalho sob as condições estudadas. Cada efeito foi analisado para
entender se a mudança desde os níveis inferiores até os superiores resultam
em um aumento ou em uma diminuição do valor do Fator de Recuperação.
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93
Figura 5-8 Diagrama de Pareto em função do FR para t = 20 anos.
Observa-se que o parâmetro individual estatisticamente mais influente é
a Espessura do Reservatório (h). Neste caso, o aumento da espessura
promove uma diminuição do fator de recuperação (FR) em 20 anos. Isto parece
contraditório mas não é, já que o aumento da espessura de óleo significa um
aumento no volume inicial de óleo, e o fator de recuperação é uma relação
entre a produção acumulada e o volume de óleo in place. Assim, apesar de
haver um aumento da produção acumulada de óleo no reservatório mais
espesso, a relação de FR é menor. Isto mostra que é necessário revisar a
injeção de água para o modelo mais espesso utilizando o conceito de Volume
Poroso Injetado na seção 5.3 deste trabalho.
Em segundo lugar na ordem de significância está a Vazão de Injeção
(Q), onde um incremento da vazão de injeção no intervalo estudado promove
um aumento no FR.
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94
Em terceiro lugar está o efeito da Permeabilidade Horizontal (Kh). Este
efeito mostra que um reservatório de maior permeabilidade horizontal
apresenta uma maior recuperação de óleo em 20 anos quando comparado com
o de menor permeabilidade, concordando com a Lei de Darcy.
Na sequência, tem-se o efeito individual da Configuração de poços, com
uma significância estatística relativamente pequena em relação aos três
primeiros parâmetros. Neste caso, não é possível saber qual a configuração
com maior ou menor eficiência. No entanto, a Figura 5-10 mostra que a melhor
resposta corresponde à configuração PH Central e a menor resposta é a da
configuração TTHW no intervalo de dados utilizado.
O efeito individual de menor significância pertence à Relação de
Permeabilidades (Kv/Kh), mostrando que uma maior relação de
permeabilidades dentro do reservatório promove uma melhor recuperação de
óleo.
Os efeitos das interações dos parâmetros também apresentam valores
estatisticamente significativos sobre o valor do FR em 20 anos de injeção. O
diagrama de Pareto mostra que os que apresentam valores positivos são:
• Permeabilidade Horizontal com a Vazão e a Configuração;
• Espessura e Vazão;
• Relação de Permeabilidades e Vazão;
• Configuração com a e Espessura e Relação de Permeabilidades.
Os efeitos combinados com valores negativos são:
• Configuração e Vazão de Injeção;
• Espessura com a Permeabilidade Horizontal e Relação de
Permeabilidades;
• Permeabilidade Horizontal e a Relação de Permeabilidades.
No diagrama de Pareto apresentado na Figura 5-8, é possível observar
que existem parâmetros lineares (L) e quadráticos (Q). Esses termos
quadráticos não são analisados como um aumento ou diminuição no FR,
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95
porque devido ao fato de serem quadráticos, os resultados das mudanças dos
efeitos dentro da variável quadrática são sempre positivos. Entretanto, eles
mostram que pode existir um ponto máximo ou mínimo na superfície de
resposta. Quando se observa o efeito quadrático do parâmetro Kv/Kh, ele não
tem significância estatística. Isto quer dizer que as superfícies de resposta
associadas à análise deste fator têm um comportamento linear.
As superfícies de resposta apresentadas são as mais representativas da
análise de sensibilidade, e estão em concordância com os resultados do
diagrama de Pareto da Figura 5-8.
A primeira superfície de resposta é mostrada na Figura 5-9 e representa
a interação Espessura – Configuração.
Figura 5-9 Superfície de Resposta: Espessura vs. Configuração.
Observa-se que o fator de recuperação diminui em função da espessura,
pois o reservatório com espessura de 36 m tem o triplo de óleo do que aquele
com espessura de 12 m sendo que a quantidade de água injetada é a mesma
para os dois casos. Também é possível perceber para ambas as espessuras
que a configuração PH Central mostra um leve incremento em relação à de 5
Pontos e à de TTHW.
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96
A Figura 5-10 mostra a interação da vazão de injeção e da configuração
de poços para a espessura de 36 m (esquerda) e para a de 12 m (direita).
Figura 5-10 Superfície de Resposta: Vazão vs. Configuração.
É possível observar que para as duas espessuras da Figura 5-10, os
gráficos têm a mesma tendência: o FR aumenta com o incremento da vazão e
a configuração PH Central apresenta um resultado levemente maior.
A Figura 5-11 mostra a interação da Permeabilidade Horizontal (Kh) e a
Configuração de poços para as duas espessuras do reservatório; o gráfico da
esquerda pertence à espessura de 12 m e o da direita pertence à espessura de
36 m.
Figura 5-11 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Configuração.
Pode-se observar que ambas as espessuras apresentam resultados com
comportamentos similares, mostrando que a configuração menos afetada pela
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97
variação de permeabilidade horizontal é a PH Central. Para que os três níveis
de Kh estejam dentro da área do maior valor do FR, a diferença entre a área de
maior e menor valor é menor que 2%.
A interação da Permeabilidade Horizontal e a Espessura está
representada por três superfícies de resposta na Figura 5-12, onde cada
superfície corresponde a uma configuração de poços.
Figura 5-12 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Espessura.
É possível perceber que os três gráficos apresentam as mesmas
tendências, mostrando que o aumento da Permeabilidade Horizontal gera, em
média, um aumento de 2 pontos percentuais no valor do FR para ambas às
espessuras.
A Figura 5-13 mostra seis superfícies de resposta que representam as
interações entre a Permeabilidade Horizontal (Kh) e a Relação de
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98
Permeabilidades (Kv/Kh) para cada tipo de configuração, na vertical. As três
figuras da esquerda representam os resultados obtidos para a espessura de 12
m e as três da direita representam aqueles obtidos para a espessura de 36 m.
Na horizontal, as duas figuras superiores pertencem à configuração de 5
Pontos, as duas do centro pertencem à PH Central e as duas inferiores à
TTHW; para cada caso foi escolhida a vazão que apresentou a superfície de
resposta com maior variação.
Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs. Permeabilidade Horizontal.
12 m; 5 Pontos; 1.500 m3/dia 36 m; 5 Pontos; 375 m3/dia
36 m; PH Central; 375 m3/dia
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99
As superfícies de resposta das três configurações para 12 m (os três
gráficos da esquerda na vertical) mostram que a região de maior resposta
pertence à interação dos maiores valores de Permeabilidade Horizontal e da
Relação de permeabilidades, por outro lado, a região de menor resposta
pertence à interação dos menores valores das variáveis.
Para a espessura de 36 m da Figura 5-13, percebe-se que as
configurações de 5 Pontos (gráfico superior à direita) e PH Central (gráfico do
meio à direita) apresentam comportamentos contrários aos de 12 m. Neste
caso, as regiões de maior resposta pertencem aos menores valores de
Permeabilidade Horizontal e de Relação de Permeabilidades, em contrapartida,
as regiões de menor resposta pertencem à interação dos maiores valores dos
fatores. O comportamento da configuração TTHW (gráfico inferior à direita) é
contrário à das outras configurações estudadas para esta espessura, quer dizer
que tanto para 12 m quanto para 36 m, a região de maior resposta coincide
com a interação dos maiores valores dos fatores.
5.2.1 Análise do maior e menor Fator de Recuperação para cada Configuração
A análise realizada nesta seção do trabalho tem o objetivo de mostrar
qual foi o melhor e o menor resultado de FR desde o ponto de vista de cada
configuração. Para isso são mostradas tabelas com os valores
correspondentes a cada caso. Além dos valores de FR máximo e mínimo. Em
geral, as tabelas mostram o caso máximo e mínimo para cada vazão de injeção
utilizada, conforme foi mostrado na seção 5.2 que mostra que o aumento da
vazão de injeção se traduz em um aumento do FR.
Para o reservatório de 12 m são apresentados mapas de saturação
correspondentes a cada configuração, com o objetivo de mostrar graficamente
as diferenças na eficiência de varrido para cada caso. Cada figura apresentada
está formada por quatro gráficos na horizontal que descrevem tempos de
injeção diferente, ou seja, para o ano 1, ano 5, ano 10 e ano 20. Além disso,
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
100
cada etapa está constituída por dois gráficos, o da esquerda pertence ao caso
correspondente com maior FR e o da direita pertence ao caso de menor FR.
Cada gráfico leva o número de caso que lhe corresponde.
Mapas de saturação não são mostrados para o reservatório de 36 m
devido à semelhança no comportamento de avanço da frente de água.
5.2.1.1 Reservatório com Espessura 12 metros
Configuração de 5 Pontos
A Tabela 5-4 mostra seis diferentes casos simulados para a
configuração de 5 Pontos. Esses casos representam os maiores e menores
valores de FR para cada vazão de injeção utilizada.
Tabela 5-4 Conf. De 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (12 m)
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 75 0,30 1.200 5 Pontos 1.500 53,92 3 0,05 315 5 Pontos 1.500 50,57 74 0,10 1.200 5 Pontos 750 51,49 2 0,05 315 5 Pontos 750 48,91 46 0,10 1.200 5 Pontos 375 47,27 73 0,30 1.200 5 Pontos 375 45,73
A descrição detalhada dos dados apresentados na Tabela 5-4 é:
• O caso 75 e o caso 3 representam o maior e menor valor obtido de
FR para a vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia. As diferenças entre
esses dois casos são a Relação de Permeabilidades e a
Permeabilidade Horizontal;
• O caso 74 e o caso 2 são o valor máximo e mínimo de FR para a
vazão de injeção intermediaria (750 m3 std/dia). As diferenças entre
esses dois casos são a Relação de Permeabilidades e a
Permeabilidade Horizontal;
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101
• O caso 46 e o caso 73 representam o maior e menor valor de FR
para a configuração de 5 Pontos com a menor vazão de injeção de
água (375 m3 std/dia). A diferença entre os dois casos é a Relação
de Permeabilidades.
A Figura 5-14 mostra uma vista superior do reservatório que permite ver
o deslocamento da frente de água dos poços injetores até os produtores para
os casos: Caso 75 (esquerda) e o Caso 73 (direita), em quatro etapas
diferentes de injeção. A escala de cores no início representa os valores de
saturação de água para cada figura.
1 Ano Caso 75 Caso 73
5 Anos Caso 73 Caso 75
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102
Figura 5-14 Mapa de Saturação, 5 Pontos, Casos 75 e 73 (Vistas Superiores) CASO 75: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 73: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=375 m3/dia
A diferença entre os casos da Figura 5-14 é a vazão de injeção. Para o
caso 75 a vazão de injeção é 1.500 m3 std/dia e para o caso 73 é de 373 m3
std/dia. A variação no valor de FR, entre esses casos, é de 8,19 pontos
percentuais, segundo os dados da Tabela 5-4. É possível observar na
sequência dos gráficos que o comportamento da frente de água é o mesmo, só
que pela diferença da vazão injetada a área varrida é maior no caso 75.
10 Anos Caso 75 Caso 73
Caso 73 Caso 75 20 Anos
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103
Configuração PH Central
A Tabela 5-5 mostra seis diferentes casos simulados para a
configuração PH Central. Esses casos representam os maiores e menores
valores de FR para cada vazão de injeção utilizada.
Tabela 5-5 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (12 m)
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 78 0,30 1.200 PH Central 1.500 54,16 6 0,05 315 PH Central 1.500 49,54 77 0,10 1.200 PH Central 750 52,50 5 0,05 315 PH Central 750 49,02 49 0,10 1.200 PH Central 375 48,40 4 0,05 315 PH Central 375 46,99
É possível observar que a diferença entre os casos com o maior e o menor valor de FR (casos 78 e 4, respectivamente), são a Permeabilidade Horizontal, a Relação de Permeabilidades e a vazão de injeção.
A Figura 5-15 mostra o avanço da frente de água para os casos 78 e 4, onde se observa graficamente a diferença apresentada em termos de área de varrido.
1 Ano Caso 78 Caso 4
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104
Figura 5-15 Mapa de Saturação, PH Central, Casos 78 e 4 (Vistas Superiores) CASO 78: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 4: Kv/Kh=0,05; Kh=315 mD; Q=375 m3/dia
5 Anos Caso 78 Caso 4
10 Anos Caso 78 Caso 4
20 Anos Caso 78 Caso 4
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105
A sequência dos gráficos da Figura 5-15 mostra que a área varrida no
caso 78 é maior do que o caso 4, o que ocasiona um maior deslocamento de
óleo até o poço produtor promovendo uma maior recuperação em superfície.
Configuração TTHW
A Tabela 5-6 mostra os seis casos para maior e menor valor de FR organizadas em função da vazão de injeção para a configuração TTHW.
Tabela 5-6 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (12 m)
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 81 0,30 1.200 TTHW 1.500 53,65 9 0,05 315 TTHW 1.500 45,92 80 0,30 1.200 TTHW 750 51,41 8 0,05 315 TTHW 750 45,92 52 0,10 1.200 TTHW 375 47,47 7 0,05 315 TTHW 375 45,45
Através dos valores da Tabela 5-6, observa-se que as diferenças entre o
melhor e pior caso, em termos de FR, são a Permeabilidade Horizontal, a
Relação de Permeabilidades e a vazão de injeção.
A Figura 5-16 mostra o avanço da frente de água desde os injetores
verticais até os produtores horizontais
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1 Ano Caso 7 Caso 81
5 Anos Caso 7 Caso 81
10 Anos Caso 81 Caso 7
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107
Figura 5-16 Mapa de Saturação, TTHW, Casos 81 e 7 (Vistas Superiores) CASO 81: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 7: Kv/Kh=0,05; Kh=315 mD; Q=375 m3/dia
A sequência de gráficos, apresentada na Figura 5-16, mostra os casos
81 e 7, que pertencem à configuração TTHW. As diferenças mostram que após
20 anos de injeção, a área varrida no caso 81 é maior do que a do caso 7.
Assim como no do PH Central, promove um deslocamento de óleo maior.
Uma característica encontrada nas comparações das três configurações
foi o fato de que as condições de Permeabilidade Horizontal e Relação de
Permeabilidades para os diferentes casos variam segundo a vazão de injeção.
Observando a Tabela 5-4, a Tabela 5-5, e a Tabela 5-6 é possível perceber
que os maiores valores de FR acontecem para os maiores valores de
Permeabilidade Horizontal e Relação de Permeabilidades. No entanto, no caso
da menor vazão, os melhores resultados de FR são obtidos para o maior valor
de Permeabilidade Horizontal e para o valor intermediário Relação de
Permeabilidades. Essa análise sugere que o critério de escolha para a
aplicação de cada configuração não depende só das características do
reservatório, mas também das vazões de injeção em conjunto.
20 Anos Caso 81 Caso 7
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
108
5.2.1.2 Reservatório com Espessura 36 metros
A análise para os maiores e menores valores de FR, em função da
configuração, também foi realizada para o reservatório de 36 m. Os resultados
numéricos de cada configuração estão apresentados na Tabela 5-7, na Tabela
5-8 e na Tabela 5-9.
Tabela 5-7 Conf. 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (36 m).
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 156 0,30 1.200 5 Pontos 1.500 48,83 84 0,05 315 5 Pontos 1.500 47,64
101 0,05 630 5 Pontos 750 45,32 155 0,10 630 5 Pontos 750 43,82 82 0,05 315 5 Pontos 375 42,04
154 0,30 1.200 5 Pontos 375 34;11
Tabela 5-8 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (36 m).
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 159 0,30 1.260 PH Central 1.500 49,99 87 0,05 315 PH Central 1.500 47,03
149 0,10 630 PH Central 750 46,24 86 0,05 315 PH Central 750 45,12
103 0,05 1.260 PH Central 375 42,32 157 0,30 1.260 PH Central 375 38,92
Tabela 5-9 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (36m).
N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 162 0,30 1.260 TTHW 1.500 49,13 90 0,05 315 TTHW 1.500 43,89
134 0,10 1.260 TTHW 750 45,53 89 0,05 315 TTHW 750 43,56
106 0,05 1.260 TTHW 375 41,17 160 0,30 1.260 TTHW 375 36,61
O reservatório de 36 metros de espessura apresentou resultados
diferentes daqueles de 12 metros. Para este caso, as três configurações
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
109
apresentaram que os maiores e os menores valores de FR acontecem para os
máximos níveis de Permeabilidade Horizontal e da Relação de
Permeabilidades, a única diferença é a vazão de injeção, onde com a máxima
vazão se obteve o melhor resultado.
5.3 Fator de Recuperação (FR) em função do Volume Poroso Injetado (VPI)
Com o objetivo de comparar o desempenho entre as configurações
utilizadas (diferentes vazões de injeção e espessuras), foi realizada uma
análise do Fator de Recuperação (FR) em função dos volumes de água
injetados dentro dos reservatórios de 12 e 36 m.
Primeiramente, são estudados os gráficos para a espessura de 12 m,
posteriormente, os gráficos para a espessura de 36 m, e finalmente, uma
comparação entre ambas as espessuras é feita.
5.3.1 FR em função do VPI para a espessura de 12 m
Com a finalidade de avaliar o desempenho de cada uma das vazões de
injeção utilizadas foram realizados gráficos de FR em função do Volume
Poroso Injetado para cada configuração de poços.
Para a configuração de 5 Pontos foram feitas duas figuras. A primeira
figura mostra as curvas de FR em função do VPI, cada uma para um t=20 anos
de injeção de água, e a segunda é uma aproximação do máximo valor de VPI
que as três curvas têm em comum (VPI =1,3).
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
110
Figura 5-17 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões de injeção (12 m).
Na Figura 5-17 são apresentadas três curvas que pertencem a cada
uma das vazões de injeção em 20 anos. É possível perceber que as três
curvas têm tendências similares, embora o valor final de VPI para cada uma
seja diferente. Isso se deve ao volume de água total injetado com a vazão de
1.500 m3 std/dia em 20 anos é maior do que o volume total injetado com a
vazão de 375 m3 std/dia.
A Figura 5-18 é uma aproximação para o máximo valor de VPI que as
três curvas têm em comum. Dessa forma é possível fazer uma comparação
para saber qual das três vazões apresenta o maior valor de FR para o mesmo
valor de água injetada.
0
10
20
30
40
50
60
0 1 2 3 4 5 6
FR
VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m
5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
111
Figura 5-18 FR vs VPI: 5 Pontos, para três vazões de injeção (12 m).
A Figura 5-18 mostra que para o VPI de 1,3 a curva correspondente à
menor vazão (375 m3 std/dia) tem o maior valor de FR que é de 46,8;
posteriormente está a curva da vazão intermediária (750 m3 std/dia) com um
valor de 46,4 e, por último, está a curva da maior vazão (1.500 m3 std/dia) com
um valor de FR de 46,1.
Como as tendências das curvas para a configuração PH Central e
TTHW são muito parecidas à de 5 Pontos, apenas foram apresentadas as
aproximações de cada gráfico.
Sob o mesmo critério de análise, a Figura 5-19 mostra as curvas das
diferentes vazões de injeção da configuração PH Central para um VPI comum
de 1,5.
45
45.5
46
46.5
47
47.5
48
1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
FR
VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m
5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
112
Figura 5-19 FR vs VPI: PH Central, três vazões de injeção (12 m)..
Na Figura 5-19 pode ser observado que a curva com o maior valor do
FR corresponde à menor vazão de 375 m3/dia. Na sequência, está à curva de
injeção de 750 m3/dia e, por último, está a curva de 1.500 m3/dia. No entanto, a
diferença entre as curvas é menor que 1 ponto percentual.
Para a configuração TTHW, a comparação é feita para o VPI de 1,3 na
Figura 5-20.
Figura 5-20 FR vs VPI: TTHW, para três vazões de injeção (12 m).
45
45.5
46
46.5
47
47.5
48
1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
FR
VPIPH Central; Q=1.500 m3/dia; h=12m PH Central; Q=750 m3/dia; h=12 mPH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m
46
46.5
47
47.5
48
1.2 1.25 1.3 1.35 1.4
FR
VPITTHW; Q=1.500 m3/dia; h=12 m TTHW; Q=750 m3/dia; h=12 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
113
A Figura 5-20 mostra que a menor vazão de injeção obtém o maior valor
de FR. Para este caso é observado que as curvas das vazões de 750 e 1.500
m3 std/dia têm exatamente o mesmo comportamento. Isso se deve à vazão de
injeção de 1.500 m3 std/dia estar dividida em dois poços injetores verticais
completados na base do reservatório. Essas condições não permitem a injeção
de volumes tão grandes. Se o poço injetor estiver completado em toda a
camada como no caso da configuração de 5 Pontos, o volume injetado poderia
ser maior.
Após as comparações correspondentes de cada configuração, para
diferentes vazões de injeção de água, foi realizada a comparação das três
configurações estudadas para cada uma das diferentes vazões utilizadas neste
trabalho.
Iniciando com um estudo da menor vazão, a Figura 5-21 mostra uma
comparação das três configurações com a injeção de 375 m3 std/dia.
Figura 5-21 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m).
0
10
20
30
40
50
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4
FR
VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m
TTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
114
É possível observar na Figura 5-21 que as curvas correspondentes às
configurações estudadas têm comportamentos similares ao longo do tempo.
Essa similaridade de tendência das curvas se repete para as outras vazões de
injeção (750 e 1,500 m3 std/dia), motivo pelo qual não são detalhados. Todos
os gráficos são realizados para um tempo de injeção de 20 anos. Para fazer
uma comparação dos comportamentos das curvas foi realizada uma
aproximação, que é mostrada na Figura 5-22.
Figura 5-22 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m).
A Figura 5-22 mostra que para a menor vazão de injeção (375 m3
std/dia), os resultados das três configurações de poços são similares. É
possível ver no gráfico que as diferenças de FR entre as curvas são menores
que 0,5 pontos percentuais.
Os gráficos para as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia, apresentam
resultados bastante similares ao de 5 Pontos, portanto a análise será feita em
conjunto para os dois casos. A Figura 5-23 e a Figura 5-24 mostram
aproximações dos resultados para as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia,
respectivamente.
46
46.5
47
47.5
48
1 1.1 1.2 1.3 1.4
FR
VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m
TTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
115
Figura 5-23 Três Configurações a 750 m3 std/dia (12 m).
Figura 5-24 Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (12 m).
Fazendo uma análise geral da Figura 5-22, Figura 5-23 e da Figura
5-24, foi visto que a configuração TTHW se mostrou levemente superior para
as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia. A configuração PH Central também
mostrou uma leve superioridade na vazão de 350 m3 std/dia. No entanto, as
diferenças entre as diferentes curvas para todos os casos variam entre 0,2 e
2,5 pontos percentuais.
47
47.5
48
48.5
49
1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2
FR
PVI5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=12 m
TTHW; Q=750 m3/dia; h=12 m
46
46.5
47
47.5
48
48.5
49
1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2
FR
PVI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=12 mTTHW; Q=1.500 m3/dia; h=12 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
116
5.3.2 FR vs. VPI para a espessura de 36 m
O estudo de FR em função do VPI também foi realizado para o
reservatório de 36 m. A análise para este caso começa com a avaliação da
vazão de injeção que obteve o maior resultado de FR.
A Figura 5-25 mostra as curvas das três vazões de injeção para a
configuração de poços de 5 Pontos.
Figura 5-25 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões (36m).
A Figura 5-25 mostra que a diferença de FR entre as curvas, para cada
vazão de injeção, é menor que 1 ponto percentual. As três curvas mostraram a
mesma tendência. Embora a diferença entre as curvas seja pequena, os
resultados são diferentes para o reservatório de 12 m, porque as maiores
vazões têm melhores resultados do que a mínima vazão de injeção.
Para a configuração PH Central, os resultados gráficos são
apresentados na Figura 5-26.
40
40.5
41
41.5
42
42.5
43
0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.47 0.48
FR
VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=36 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=36 m5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
117
Figura 5-26 FR vs. VPI: PH Central para três vazões (36 m).
Observa-se na Figura 5-26 que a curva correspondente à vazão de 750
m3 std/dia apresenta uma leve superioridade entre 1,5 e 2 pontos percentuais.
Por outro lado, a máxima vazão de injeção apresenta o menor valor de FR.
A Figura 5-27 mostra os resultados da configuração TTHW para as
diferentes vazões de injeção.
Figura 5-27 FR vs. VPI: TTHW para três vazões (36 m).
40
41
42
43
44
45
0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5
FR
VPIPH Central; Q=375 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=36 m
PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=36 m
40
40.5
41
41.5
42
42.5
43
0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5
FR
VPI
TTHW; Q=1.500 m3/dia; h=36 m TTHW; Q=750 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
118
É possível observar, na Figura 5-27, que esta configuração conserva o
comportamento observado na espessura de 12 m, ou seja, a menor vazão de
injeção promove o maior valor de FR para os valores de VPI em comum das
três curvas.
Fazendo uma análise geral da Figura 5-25, da Figura 5-26, e da Figura
5-27, observa-se que a influência da vazão de injeção varia com a espessura
do reservatório. Para o reservatório de 36 m, mesmo com diferenças pequenas
em relação ao FR, as três configurações de poços apresentaram resultados
diferentes entre eles. Lembrando que para o reservatório de 12 m, a menor
vazão gerou o melhor valor de FR para as três configurações de poços.
Assim como foi feita uma análise comparativa das diferentes
configurações para a mesma vazão de injeção na espessura de 12 m, também
são mostrados os gráficos com os resultados para a espessura de 36 m.
Assim, a Figura 5-28 mostra uma aproximação das curvas correspondentes às
três configurações utilizadas para a vazão de injeção de 375 m3/dia.
Figura 5-28 FR vs. VPI: Três Configurações a 375 m3 std/dia (36 m).
Observa-se na Figura 5-28 que o comportamento do FR em relação ao
VPI é muito similar para as três configurações. Para esta vazão mínima e
40
40.5
41
41.5
42
42.5
43
0.4 0.42 0.44 0.46
FR
PVI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
119
fazendo uma comparação no VPI de 0,45, a diferença de FR entre elas é
pequena. A curva superior (linha amarela) pertence à configuração TTHW, a
segunda (linha vermelha) pertence a PH Central e a última (linha azul) é a
curva da configuração 5-Spot; a diferença máxima entre a primeira e a última
curva é de 0,5 pontos percentuais.
Para o caso da vazão de injeção de 750 m3/dia, os resultados gráficos
encontram-se na Figura 5-29.
Figura 5-29 FR vs. VPI: Três Configurações a 750 m3 std/dia (36 m).
A Figura 5-29 mostra que para o valor de VPI = 0,9, a curva de PH
Central tem o maior valor de FR que é 47. A curva de TTHW (linha laranja) com
45,8 e na posição inferior (linha vermelha) está a curva de 5 Pontos, com um
FR de aproximadamente 45,2. A diferença entre as curvas de PH Central e de
5 Pontos é de 1,8 pontos percentuais.
A Figura 5-30 mostra que as curvas das três configurações mostram um
comportamento similar entre elas no gráfico FR vs. VPI para uma injeção diária
de 1.500 m3/dia.
44
45
46
47
48
0.8 0.85 0.9 0.95
FR
VPI5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=750 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
120
Figura 5-30 FR vs. VPI: Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (36 m).
A Figura 5-30 mostra uma pequena diferença entre os valores de FR
para as três diferentes curvas que representam as vazões injetadas.
Para o reservatório com 36 m de espessura, foi observado que nesta
análise as configurações TTHW e PH Central são superiores em termos de FR
em relação à configuração base de 5 Pontos; porém, como no caso do
reservatório de 12 m de espessura, as diferenças em pontos percentuais entre
as curvas não foram muito grandes.
5.3.3 Influência da espessura da zona de óleo
A finalidade desta comparação é mostrar os gráficos para cada uma das
configurações utilizando os dados para as duas espessuras estudadas, cujo
objetivo é observar se o aumento da espessura tem alguma influência no
comportamento da recuperação quando se injetam os mesmos valores de VPI.
A Figura 5-31, a Figura 5-32 e a Figura 5-33 mostram a comparação
realizada entre as curvas correspondentes às espessuras de 12 e 36 m.
46
46.5
47
47.5
48
1.25 1.5 1.75
FR
VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=1.500 m3/dia; h=36 m
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121
Figura 5-31 FR vs. VPI: 5 Pontos, curvas de 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.
Figura 5-32 FR vs. VPI: PH Central para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.
40
40.5
41
41.5
42
0.42 0.44 0.46 0.48
FR
VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m
40
40.5
41
41.5
42
42.5
43
0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5
FR
VPI
PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
122
Figura 5-33 FR vs. VPI: TTHW para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.
A Figura 5-31, Figura 5-32, e Figura 5-33 correspondem,
respectivamente, às configurações 5 Pontos, PH Central e TTHW. Os
comportamentos de FR em relação ao VPI não apresentam grandes diferenças
entre as duas espessuras de reservatórios. A vazão de injeção utilizada para
gerar os gráficos foi escolhida ao acaso, sem intenção de mostrar alguma
particularidade.
Para concluir este estudo de Fator de Recuperação versus Volume
Poroso Injetado, a Tabela 5-10 apresenta o resumo de valores ao final de 20
anos de injeção para todos os casos apresentados (reservatório com
espessuras de 12 m e 36 m)
38
39
40
41
42
43
44
0.42 0.44 0.46 0.48
FR
VPI
TTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m TTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
123
Tabela 5-10 Tabela de valores FR vs. VPI.
Espessura 12 m
Vazão de Injeção 375 m3/dia 750 m3/dia 1500 m3/dia
FR VPI FR VPI FR VPI
5-Spot 47,04 1,37 49,49 2,73 51,47 5,41
PH Central 47,61 1,37 49,92 2,72 51,65 5,12
TTHW 47,20 1,33 48,58 1,89 48,59 1,89
Espessura 36 m Vazão de Injeção 375 m3/dia 750 m3/dia 1500 m3/dia
FR VPI FR VPI FR VPI
5-Spot 40,48 0,39 44,59 0,79 47,34 1,57
PH Central 40,81 0,39 46,37 0,78 47,64 1,56
TTHW 40,86 0,39 45,13 0,78 47,01 1,25
5.4 Estimativa de Custos
Nesta seção, é realizada uma breve análise sobre os custos e vantagens
obtidos com um projeto de injeção de água para o reservatório de 12 m. O
objetivo destes cálculos é fazer uma comparação entre as diferentes
configurações estudadas e assim, ter uma base sobre a conveniência de
aplicação econômica de cada uma delas.
Os dados utilizados na estimativa de custos são valores aproximados.
Os parâmetros analisados na estimativa de custos foram: o preço do petróleo;
o preço de injeção; o preço de tratamento da água produzida; o custo inicial
relacionado com os gastos de perfuração dos poços e a taxa de juro anual.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
124
5.4.1 Análise do custo inicial em função do número de poços perfurados para cada configuração
Para a avaliação econômica em função do número de poços perfurados,
o valor total de cada poço depende da localização dentro da malha. As malhas
podem ser repetidas dependendo do tamanho do reservatório e os poços
estariam sendo compartilhados entre elas. Assim, baseando-se nessa
informação, a Tabela 5-11 mostra os valores equivalentes de cada poço.
Tabela 5-11 Equivalência econômica dos poços segundo a posição na malha.
Localização Equivalente
Esquina 1/4
Lateral 1/2
Centro 1
5-Spot
Poços Verticais = (4x1/4)+(4x1/2)+(5x1) = 8
Poços Horizontais = (0x1/2)+(0x1) = 0
Total = 8 poços verticais.
PH Central
Poços Verticais = (0x1/4)+(6x1/2)+(0x1) = 3
Poços Horizontais = (0x1/2)+(1x1) = 1
Total = 3 poços verticais e 1 poço horizontal.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
125
TTHW
Poços Verticais = (0x1/4)+(2x1/2)+(0x1) = 2
Poços Horizontais = (2x1/2)+(1x1) = 2
Total = 1 poço vertical e 2 poços horizontais.
O trabalho publicado por S. D. Joshi (2003) faz referência ao custo
médio de perfuração e completação de poços nos Estados Unidos. Tomando
como referência esses valores, um poço vertical tem um custo aproximado de
1,157 MM R$. Enquanto que um poço horizontal custa em média 2,1 MM R$,
que seria aproximadamente 1,8 vezes mais caro. Em outros trabalhos, a
relação de custo de um poço horizontal em relação a um poço vertical custa
entre 1,5 e 2,5 vezes.
Para fins práticos, nesta comparação simples de fatores econômicos, foi
adotada uma relação de custo de 2,0 vezes entre um poço horizontal e um
poço vertical.
A Tabela 5-12 mostra o custo inicial calculado em função do número de
poços para cada configuração estudada. Observa-se que o custo inicial em
função do número de poços é maior para a configuração de 5 Pontos.
Tabela 5-12 Relação Econômica entre Poços Verticais e Horizontais
Configuração N°
poços Verticais
N° poços Horizontais
Equivalente em poços verticais
1PH=2PV
Total de poços
verticais
Preço Unitário MM R$
Total MM$
5-Spot 8 0 0 8 1,157 9,256
PH Central 3 1 2 5 1,157 5,785
TTHW 1 2 4 5 1,157 5,785
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
126
5.4.2 Análise do Valor Presente Líquido (VPL)
A expressão numérica utilizada para o cálculo VPL (seção 2.10.1) foi:
(2.5)
A análise VPL foi realizada utilizando como preço de injeção de água o
valor de venda da água para a área industrial da CAERN (Companhia de
Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte) apresentada em 2011, cujo valor é
de 1,06 Reais por barril (R$/Bbl). O preço de tratamento de água foi calculado
como 35% do preço de injeção (0,37 R$/Bbl). Em função desses valores,
foram criados dois cenários econômicos adicionais, aumentando em 10 e 50
vezes o preço da injeção de água, quer dizer 10,6 R$/Bbl e 53,0 R$/Bbl. O
preço de tratamento de água equivale a 35% do preço de injeção
correspondente a cada cenário econômico. A Tabela 5-13 mostra os dados
utilizados para cada caso.
Tabela 5-13 Descrição dos três cenários para a avaliação econômica
Preço do óleo
R$/Bbl
Preço de Injeção de água R$/Bbl
Preço de tratamento de água
R$/Bbl
Cenário 1 190,00 1,06 0,37
Cenário 2 190,00 10,60 3,71
Cenário 3 190,00 53,00 18,55
O preço do petróleo é constante em todos os casos e está baseado nos
custos reais do barril de petróleo Brent em janeiro de 2012 (190 R$/Bbl).
O objetivo da criação de diferentes cenários econômicos é a de
comparar as configurações de poços utilizadas para cada cenário e avaliar a
demanda de água em cada caso, obtendo um maior benefício econômico
1 (1 )
nt
tt
FCVPL
i==
+∑
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
127
(minimizando a demanda de água, maximizando o volume de óleo produzido
acumulado, Np, ou o fator de recuperação, FR).
Para comparar as diferentes configurações de poços foi realizado um
estudo utilizando diferentes vazões de injeção para escolher qual delas
apresentava o maior VPL para os diferentes preços de injeção de água. As
vazões de injeção estudadas foram de 0, 375, 750, 1.500 e 2.000 m3 std/dia.
A Figura 5-34 mostra os resultados da configuração de 5 Pontos para o
cenário 1(Preço de água injetada de 1,06 R$/Bbl).
Figura 5-34 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 1 (Preço de Injeção = 1,06 R$/Bbl)
Observa-se que para este cenário o VPL aumenta junto com a vazão de
injeção. As curvas de 2.000 e 1.500 m3 std/dia apresentam resultados
similares, o que significa que foi atingido o ponto máximo, quer dizer que o
aumento da vazão de injeção gera um leve incremento do VPL em relação ao
valor da injeção imediatamente inferior. Assim, embora o VPL obtido com a
vazão de 2.000 m3/dia foi levemente superior (625,2 MM R$), escolheu-se o
0
100
200
300
400
500
600
700
0 5 10 15 20
VPL
(MM
R$)
Tempo (anos)
5 Pontos - Sem Injeção 5 Pontos - 375 m3/dia 5 Pontos - 750 m3/dia5 Pontos - 1500 m3/dia 5 Pontos - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
128
valor de 1.500 m3 std/dia como o VPL máximo (623,8 MM R$) para o cenário 1
(Preço de injeção de 1,06 R$/Bbl)
Continuando com o estudo da configuração de 5 Pontos, a Figura 5-35,
mostra o máximo VPL para o cenário econômico 2 (Preço de injeção de água
de 10,6 R$/Bbl). Observa-se que neste caso, o VPL máximo (521,5 MM R$)
corresponde à vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia.
Figura 5-35 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Injeção = 10,6 R$/Bbl)
-30
70
170
270
370
470
570
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)5-Spot Sem Injeção 5-Spot - 375 m3/dia 5-Spot - 750 m3/dia
5-Spot - 1500 m3/dia 5-Spot - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
129
Os resultados da configuração de 5 Pontos para o preço de injeção do
cenário 3 (53,0 R$/Bbl) são mostrados na Figura 5-36.
Figura 5-36 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Injeção = 53,0 R$/Bbl)
Na Figura 5-36 observa-se que o VPL máximo para este caso
corresponde à vazão de injeção de 750 m3 std/dia (338,2 MM R$) com um
tempo de retorno de 2 anos. No entanto, também se observa que o VPL da
vazão de 1.500 m3 std/dia (326,7 MM R$) esta perto do VPL máximo escolhido
e que o tempo de retorno é de 1 ano (a metade em relação ao VPL máximo).
A análise aplicada à configuração de 5 Pontos também foi realizada para
as configurações de PH Central e TTHW, utilizando de igual forma os preços
de injeção de água para cada cenário econômico da Tabela 5-13. Os gráficos
correspondentes a estas análises são mostrados no Anexo 8.2 deste trabalho.
Depois de ter realizado a análise individual para escolher o VPL máximo
de cada configuração, foram comparados os valores entre as três
-30
20
70
120
170
220
270
320
370
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)5-Spot Sem Injeção 5-Spot - 375 m3/dia 5-Spot - 750 m3/dia
5-Spot - 1500 m3/dia 5-Spot - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
130
configurações de poços para cada cenário econômico. Dessa forma foi
possível analisar qual a configuração com maior retorno de VPL.
A Tabela 5-14 mostra os valores correspondentes aos VPL máximos
para cada configuração e para cada cenário econômico proposto, além do
tempo de retorno para cada caso.
Tabela 5-14 Comparação do VPL máximo entre as três configurações de poços
Cen
ário
Pr
eço
de
Inje
ção
(R$/
Bbl
) Pr
eço
de
trat
amen
to
(R$/
Bbl
)
Con
figur
ação
Vazã
o (m
3 std/
dia)
VPL
(MM
R$)
Tem
po (a
nos)
Np
(m3 s
td)
Wp
(m3 s
td)
VPI
1 1,06 0,371
5 Pontos 1.500 623,8 13 706.971,0 6.324.520,0 3,50
PH Central 1.500 608,9 20 730.963,1 9.553.045,0 5,16
TTHW 750 466,7 20 687.655,4 3.113.503,8 0,27
2 10,6 3,710
5 Pontos 1.500 521,5 2 586.841,2 398.887,0 0,50
PH Central 1.500 540,8 7 669.478,8 2.491.531,8 1,57
TTHW 750 431,1 17 674.963,4 2.427.122,0 0,81
3 53,0 18,550
5 Pontos 750 338,2 2 510.229,4 30.390,7 0,27
PH Central 750 368,6 6 631.943,2 1.002.489,7 0,81
TTHW 750 301,4 7 579.366,2 399.378,7 0,48
É possível observar na Tabela 5-14 que a configuração de “5 Pontos”
apresentou o maior retorno VPL para o cenário 1, e a configuração PH Central
apresentou maiores retornos VPL para o cenário 2 e 3. Porém, os tempos de
retorno apresentados pela configuração de 5 Pontos são menores, para o
cenário 2 e 3, os tempos de retorno são equivalentes a um terço do tempo de
PH Central.
Os resultados do VPL em função do tempo, para a comparação entre as
diferentes configurações e cujos dados numéricos foram apresentados na
tabela anterior, são representados graficamente na Figura 5-37, Figura 5-38 e
na Figura 5-39.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
131
Figura 5-37 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)
Para o cenário 1 (Preço de injeção de 1,06 R$/Bbl), a Figura 5-37 mostra
que a configuração de 5 Pontos apresentou melhores resultados em relação às
configurações PH Central e TTHW.
A Figura 5-38 mostra os resultados gráficos para o cenário 2 (Preço de
injeção de 10,6 R$/Bbl da avaliação econômica.
-30
70
170
270
370
470
570
670
0 5 10 15 20
VPL
(MM
R$)
Tempo (anos)
5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
132
Figura 5-38 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl)
Observa-se que a configuração PH Central obteve o maior valor de VPL
durante todo o período de produção, no entanto, a configuração de 5 Pontos
apresentou um retorno mais rápido. Neste caso, seria necessário avaliar qual
das duas situações poderia resultar mais favorável, se um retorno maior
embora mais demorado, ou um retorno menor, porém mais rápido. A curva de
TTHW mostrou resultados menores em relação às outras duas curvas, e é
necessário mencionar, que esta curva não atinge um ponto máximo durante os
vinte anos de simulação estudada.
A Figura 5-39, mostra os resultados obtidos do cenário 3 da avaliação
econômica.
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20
VPL
(MM
R$)
Tempo (anos)5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
133
Figura 5-39 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl)
É mostrado na Figura 5-39, que a curva correspondente à configuração
PH Central apresentou o maior resultado de VPL, no entanto o comportamento
da curva da configuração de 5 Pontos foi similar. A curva da configuração
TTHW apresentou os menores resultados de retorno de VPL para o cenário
econômico 3.
A Figura 5-40 e a Figura 5-41, mostram os valores dos volumes de óleo
produzido acumulado em função do tempo para as vazões correspondentes
aos melhores VPL de cada configuração para os três casos econômicos
estudados.
0
100
200
300
400
500
600
700
0 5 10 15 20
VPL
(MM
R$)
Tempo (anos)5 Pontost - 750 m3/dia PH Central - 750 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
134
Figura 5-40 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)
A Figura 5-40 mostra as vazões de óleo produzido acumulado anual
para o cenário 1. É possível observar que o volume de óleo que corresponde à
configuração de 5 Pontos para 1.500 m3/dia no primeiro ano de produção é
quase o dobro do volume obtido com a configuração PH Central e mais de
quatro vezes o volume correspondente à configuração TTHW, o que podería
explicar o fato da configuração de 5 Pontos apresentar tempos de retorno
menores. É possível perceber também que com o decorrer no tempo (a partir
do quarto ano de produção para a Figura 5-40 e a Figura 5-41), os volumes de
óleo obtidos com a configuração TTHW são maiores em relação à de 5 Pontos
e à de PH Central, no entanto, a produção inicial parece influenciar os
resultados do VPL obtidos.
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Np
m3
std
Tempo (anos)
5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 TTHW - 750
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões
135
Figura 5-41 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl)
No caso da Figura 5-41, para o cenário 3, observa-se que a
configuração PH Central não produz a maior quantidade de óleo, mesmo
assim, é essa configuração a que possui o maior VPL quando comparada com
as outras configurações (Figura 5-39). Observa-se também que o volume de
óleo produzido acumulado da configuração TTHW a partir do quarto ano de
produção é maior do que a das outras duas configurações, no entanto, como já
foi mencionado, o volume produzido no início é o que aparentemente influencia
os valores de VPL ao longo dum projeto de injeção de água.
Os gráficos correspondentes à relação Água/Óleo são mostrados na
seção 8.1 dos Anexos.
0.0
500.0
1000.0
1500.0
2000.0
2500.0
3000.0
3500.0
4000.0
4500.0
5000.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Np
m3
std
Tempo (anos)
5 Pontos - 750 m3/dia PH Central - 750 TTHW - 750
Conclusões e Recomendações
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Conclusões e Recomendações
137
6 Conclusões e Recomendações
Esta seção do trabalho está destinada às conclusões obtidas depois da
análise de resultados e também para fornecer algumas recomendações que
poderão ser utilizadas em futuros trabalhos.
6.1.1 Conclusões
Para 20 anos de simulação de injeção de água e para os dados
utilizados:
• As configurações “TTHW” e “PH Central”, com poços produtores
horizontais completados no topo e poços injetores completados na base
do reservatório, apresentaram resultados levemente maiores em termos
de Fator de Recuperação comparados aos da configuração
convencional de “5 Pontos” durante todo o tempo de simulação, quando
comparados com o método do volume poroso injetado;
• Os parâmetros que influenciaram no fator de recuperação, na ordem de
significância, foram: a espessura do reservatório, a vazão de injeção, a
permeabilidade horizontal, a configuração de poços e a razão de
permeabilidade. Também existiram interações de parâmetros que
mostraram influência nos resultados do fator de recuperação, eles
foram: a Permeabilidade Horizontal com a Vazão, Permeabilidade
Horizontal e a Configuração, a Espessura e Vazão, a Relação de
Permeabilidades e a Vazão, a Configuração com a e Espessura e a
Relação de Permeabilidades.
• Para a espessura de 12 m, a menor vazão de injeção (375 m3 std/dia)
obteve maiores resultados de fator de recuperação (FR) quando
comparada com as outras vazões para os mesmos valores de Volume
Poroso Injetado. No caso da espessura de 36 m, a vazão intermediária
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Conclusões e Recomendações
138
mostrou os melhores casos em duas das três configurações sob o
mesmo critério de comparação utilizando o volume poroso injetado;
• A variação da espessura de óleo, dentro dos valores estudados e com
uma comparação dos fatores de recuperação em função do volume
poroso injetado, gerou um aumento no Fator de Recuperação de
aproximadamente 2 pontos percentuais para a espessura de 36 m em
comparação com a de 12 m, no entanto, devem-se realizar mais
estudos antes de fazer conclusões gerais em relação à influencia da
espessura;
• Para o caso de reservatórios com os maiores valores de
Permeabilidade Horizontal (Kh) e a Relação de Permeabilidades
(Kv/Kh), as três configurações de poços mostraram resultados similares
para cada todas as vazões de injeção de água estudadas neste
trabalho. Para o reservatório com os menores valores de (Kh) e (Kv/Kh),
a configuração TTHW apresentou, em media, uma diferença de
aproximadamente 5 pontos percentuais a menos em relação à
configuração de 5 Pontos e PH Central;
• A avaliação econômica mostrou que a configuração de “5 Pontos”
apresentou tempos de retornos de VPL menores em todos os cenários
econômicos estudados. Aparentemente, devido à quantidade de óleo
produzido com a configuração de 5 Pontos durante os primeiros anos
de produção ter sido maior. No caso da configuração TTHW, os
retornos de VPL foram consideravelmente menores em comparação à
configuração de 5 Pontos;
• A configuração PH Central, apresentou resultados favoráveis em termos
de VPL, no entanto, deve-se tomar em conta que os valores de VPL
obtidos com cada configuração variaram em função dos preços de água
injetada e do preço de tratamento da água produzida, por tanto, cada
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Conclusões e Recomendações
139
projeto de injeção deve ser estudado individualmente em função das
condições econômicas.
6.1.2 Recomendações
A partir do estudo realizado, surgiram as seguintes recomendações para
futuros trabalhos:
• Realizar estudos para saber da sensibilidade das configurações de
poços produtores horizontais completados no topo em relação as
variações graduais de permeabilidade da base ao topo dentro do
reservatório.
• Realizar estudos para saber o efeito de fechar gradualmente o poço
produtor horizontal na medida em que acontece a ruptura de água.
• Realizar estudos para saber se uma leve curvatura na direção pra baixo
dos poços produtores horizontais otimiza os resultados obtidos.
• Realizar estudos para otimizar a distância entre poços injetores e
produtores para o método TTHW.
• Realizar estudos para encontrar uma expressão numérica que possa
ajudar no cálculo da eficiência de área varrida para as configurações
TTHW.
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Conclusões e Recomendações
140
Referências Bibliográficas
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Referências Bibliográficas
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 142
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Anexos
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 146
8 Anexos
8.1 Razão Água/óleo.
A Figura 8-1 mostra as curvas de cada configuração de poços para
diferentes vazões de injeção de água, que descrevem o comportamento da
Razão de Água/Óleo em função do tempo.
Figura 8-1 Razão Água/Óleo para as três configurações a diferentes vazões
As curvas da Figura 8-1 mostram que enquanto maior é a vazão de
injeção de água dentro do reservatório, maior é a razão de água/óleo, um
comportamento esperado, não só pelos volumes injetados más também porque
a mobilidade da água é maior que a do óleo.
Outro fator que pode ser observado na Figura 8-1 é que a configuração
de 5 Pontos apresenta valores de Razão Água/óleo maiores que as das
0
50
100
150
200
250
300
350
0 5 10 15 20
Raz
ão Á
gua/
Óle
o m
3 /m3
Tempo (anos)
5 Pontos - 375 m3/dia 5 Pontos - 750 m3/dia 5 Pontos - 1500 m3/dia5 Pontos - 2000 m3/dia PH Central - 375 m3/dia PH Central - 750 m3/diaPH Central - 1500 m3/dia PH Central - 2000 m3/dia TTHW - 375 m3/diaTTHW - 750 m3/dia TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 147
configurações PH Central e TTHW para os mesmos valores de injeção de
água.
8.2 VPL das configurações PH Central e TTHW.
A Figura 8-2, a Figura 8-3 e a Figura 8-4 mostram as curvas das vazões
de injeção utilizando a configuração de poços PH Central e os dados para os
diferentes cenários econômicos; os valores dos três cenários são descritos na
Tabela 5-13.
A Figura 8-2 corresponde ao cenário econômico 1. Observa-se que o
VPL máximo para este caso é obtido pela curva de 1.500 m3 std/dia (devido a
que a curva de 2.000 m3 std/dia não é tomada em conta para esta
comparação)
Figura 8-2 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)
A Figura 8-3, corresponde à configuração PH Central e os dados do
cenário econômico 2. Para este caso, o VPL máximo é representado pela curva
da vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia.
-30
70
170
270
370
470
570
670
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 148
Figura 8-3 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl)
A Figura 8-4 pertence aos dados do cenário econômico 3. Neste caso
observa-se que os valores de VPL para as curvas de 750 e 1.500 m3 std/dia
estão próximos um do outro, no entanto, a curva que apresentou o máximo
VPL foi a de 750 m3 std/dia com uma diferença de um milhão de Reais para o
mesmo tempo de retorno.
Figura 8-4 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl)
-30
70
170
270
370
470
570
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia
-30
20
70
120
170
220
270
320
370
420
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)
PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 149
O estudo do VPL máximo também foi realizado para a configuração
TTHW. Neste caso, a Figura 8-5, a Figura 8-6 e a Figura 8-7 representam os
resultados obtidos para os três cenários econômicos estudados neste trabalho.
Para os valores de injeção e tratamento de água do cenário 1 e 2, Figura
8-5 e Figura 8-6, observa-se que a curva que pertence à vazão de injeção de
375 m3 std/dia esta levemente por baixo do grupo das curvas para maiores
vazões. Para esta configuração em particular, o ponto máximo foi atingido com
a vazão de 750 m3 std/dia, quer dizer que para vazões de injeção maiores, os
resultados de VPL são os mesmos do que para 750 m3 std/dia, e existe uma
diferença leve entre o VPL de 375 e 750 m3 std/dia.
Figura 8-5 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)
-30
70
170
270
370
470
570
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)
TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia
Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos
Cindy Pamela Aguirre Ruiz 150
Figura 8-6 VPL Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl)
A Figura 8-7 mostra os resultados da configuração TTHW utilizando os
valores do cenário 3. Para este caso observa-se que a vazão de 750 m3 std/dia
apresenta o máximo valor de VPL.
Figura 8-7 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 3 (Preço Injeção= 53 R$/Bbl)
-302070
120170220270320370420470
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia
-30
20
70
120
170
220
270
320
0 5 10 15 20
VPL
(MM
Rs)
Tempo (anos)
TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia
TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia