UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE · injeção da solução ASP, nos dois reservatórios...

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 SOLUÇÃO POLIMÉRICA E ASP EM

RESERVATÓRIOS MADUROS DE ÓLEO MÉDIO

Luana Lyra de Almeida

Orientador: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal / RN, Junho de 2015

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN

Luana Lyra de Almeida ii

ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE SOLUÇÃO POLIMÉRICA E ASP EM

RESERVATÓRIOS MADUROS DE ÓLEO MÉDIO

Luana Lyra de Almeida

Natal / RN, Junho de 2015

Setor de Informação e Referência Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede

Almeida, Luana Lyra de. Estudo comparativo da injeção de solução polimérica e ASP em reservatórios

maduros de óleo médio / Luana Lyra de Almeida. – Natal, RN, 2015. 207 f. Orientadora: Jennys Lourdes Meneses Barillas.

Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia do Petróleo) Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia do Petróleo.

1. Reservatório de petróleo – Dissertação. 2. Reservatórios de óleo médio - Dissertação. 3. Injeção de polímero - Dissertação. 4. Injeção de solução ASP - Dissertação. 5. Campos maduros – Dissertação. I. Barillas, Jennys Lourdes Meneses. II. Título. RN/UF/BCZM CDU 552.513


Luana Lyra de Almeida iii


Luana Lyra de Almeida iv

ALMEIDA , Luana Lyra. Estudo comparativo da injeção de solução polimérica e ASP em reservatórios maduros de óleo médio, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Explotação de Petróleo e Gás Natural, Natal – RN, Brasil.

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

Apesar do aumento da conscientização da sociedade com relação aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utilização de combustíveis fósseis, o petróleo deverá ocupar uma posição relevante na matriz energética mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil, em 2050, aproximadamente 50,6% da matriz energética ainda será composta por petróleo, derivados e gás natural. Com o aumento do grau de explotação dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recuperação e da rentabilidade dos campos de petróleo são cada vez mais necessários. Aproximadamente 0,3 x 1012 m³ de óleo leve e médio deverão permanecer nos reservatórios ao redor do mundo após a recuperação secundária. Os métodos de EOR (Enhanced Oil Recovery) são aplicados nesta fase de produção do campo, objetivando mobilizar o óleo residual. Tipicamente, o óleo residual representa de 60% a 90% de todo o óleo remanescente, enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas áreas não varridas do reservatório. O método de injeção de solução polimérica em reservatórios de petróleo objetiva a correção da razão de mobilidades água/óleo e incremento da eficiência de varrido do óleo. O método de injeção da solução ASP objetiva além do incremento da eficiência de varrido, a mobilização de óleo residual através da redução da tensão interfacial entre a água e o óleo, com incremento da eficiência de deslocamento. Neste estudo, estes dois métodos foram avaliados em reservatórios portadores de óleo médio, em avançado estágio de injeção de água. Um modelo homogêneo de reservatório foi submetido a 3 anos de produção primária e posteriormente a 20 anos de injeção de água, a partir deste ponto foram selecionadas 3 variações deste modelo para o estudo das técnicas de injeção de polímero e de solução ASP. As simulações de fluxo foram realizadas através de um simulador numérico com suporte para métodos químicos. Os resultados para o processo de injeção de polímero mostraram pequenas variações com relação à injeção de água, em termos de fator de recuperação do óleo e redução do corte de água produzida. Foi observado que o processo cumpriu com o objetivo da correção da razão de mobilidades água/óleo, entretanto as baixas injetividades obtidas comprometeram os resultados do método. Já a aplicação do processo de injeção da solução ASP, nos dois reservatórios de melhor condição permoporosa, mostrou incrementos nos fatores de recuperação de 30,7% e 25,2% em relação à injeção de água, além da queda no corte de água produzida de 8,1% e 11,4%. Para o reservatório de condições permoporosas ruins, o método foi comprometido pelas baixas injetividades obtidas e trouxe fatores de recuperação do óleo mais baixos que a injeção de água. Foi possível observar que o processo cumpriu com os objetivos de melhora nas eficiências de varrido e de deslocamento do óleo nas áreas atingidas pelo banco de injeção para os três reservatórios estudados. Palavras-Chaves: reservatório de petróleo, reservatórios de óleo médio, injeção de polímero, injeção de solução ASP, campos maduros.


Luana Lyra de Almeida v

ABSTRACT

Despite the growing awareness with regard to environmental damage caused by the use of fossil fuels, petroleum is expected to occupy an important position in the global and national energy mix for a long time. In 2050, crude oil, petroleum products, and natural gas will comprise about 50.6% of the Brazilian energy mix. With the increasing exploitation of the fields around the world, studies on new technologies that provide better recovery factor and profitability of the oil fields are growingly needed. Approximately 0.3 x 1012 m³ of light and medium oil will remain in the reservoirs around the world after secondary recovery. EOR (Enhanced Oil Recovery) methods are usually applied after the secondary stage, aiming to mobilize the residual oil. Typically, the residual oil amounts to 60% to 90% of all the remaining oil, while 40% to 10% remain in not swept areas. The polymer solution injection method improves the water/oil mobility ratio and increases oil swept efficiency. The ASP solution injection method, besides the increase of swept efficiency, provides residual oil mobilization by reducing the interfacial tension between water and oil, with increase of displacement efficiency. In this study, these two methods were evaluated in medium oil reservoirs and in an advanced stage of water injection. A homogeneous reservoir model was subjected to 3 years of primary production, followed by 20 years of water injection. Three variations of this model have been selected as starting points for the study of polymer and ASP injection techniques. The flow simulations were performed using a numerical simulator. As compared to water injection, results for polymer injection process showed small variations in oil recovery factor and produced water cut. It has been observed that the process succeeded in correcting the water / oil mobility ratio. However, the low injectivity hindered the results obtained from the method. Results of ASP solution injection process in the two best reservoirs showed increases in recovery factors of 30.7% and 25.2%, as compared to water injection; additionally, produced water cut decreased 8.1% and 11.4%. As to the reservoir of bad permo-porous conditions, the method has been hindered by low injectivities and brought about lower recovery factors than those obtained by water injection. For all three reservoirs, the process achieved the improvement goals in the swept and oil displacement efficiencies in those areas affected by the injection slug.

Keywords: petroleum reservoir, medium oil reservoir, polymer injection, ASP injection, mature

fields.


Luana Lyra de Almeida vi

Dedicatória

Ao meu esposo Gabriel, que esteve sempre ao meu lado me apoiando durante a realização deste

trabalho. Aos meus pais Lailson e Aliete, meus irmãos e sobrinhos.


Luana Lyra de Almeida vii

Agradecimentos

À professora Jennys Lourdes Meneses Barillas, pela orientação e conhecimentos

transmitidos durante o desenvolvimento deste trabalho.

Aos professores do Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo pelos

conhecimento transmitidos.

À Petrobras pela oportunidade de desenvolvimento profissional.

Aos colegas da Petrobras, Venâncio, Tilson, Alverne, José Carlos, Martinho e Rafael por

terem assumido os trabalhos desenvolvidos por mim na empresa e possibilitado minha dedicação a

este trabalho. Especialmente ao Venâncio, também, pela revisão do meu texto. À geóloga Verônica,

pelo auxílio na montagem do modelo de reservatório. Aos colegas Humberto e Abel, pelas muitas

discussões e sugestões que enriqueceram este trabalho. A Delson e Marcos por acreditarem no meu

potencial e possibilitarem esta oportunidade de desenvolvimento profissional.


Luana Lyra de Almeida viii

SUMÁRIO

1 Introdução ..................................................................................................................................... 3

2 Revisão Bibliográfica ................................................................................................................... 7

2.1 Mecanismos de produção e métodos de recuperação ............................................................ 7

2.2 Injeção de Polímeros ........................................................................................................... 11

2.2.1 Tipos de Polímero ........................................................................................................ 12

2.2.2 Propriedades das Soluções Poliméricas ....................................................................... 15

2.2.3 Fluxo de Polímero no Meio Poroso ............................................................................. 20

2.3 Processo ASP ...................................................................................................................... 24

2.3.1 Surfactantes .................................................................................................................. 24

2.3.2 Álcali ............................................................................................................................ 32

2.3.3 Sinergia do processo ASP ............................................................................................ 35

2.3.4 Critérios de seleção de reservatórios ............................................................................ 35

2.4 Isotermas de adsorção ......................................................................................................... 36

2.5 Planejamento Experimental ................................................................................................. 37

3 Estado da Arte ............................................................................................................................. 43

3.1 Polímeros ............................................................................................................................. 43

3.2 Processo ASP ...................................................................................................................... 47

4 Materiais e métodos .................................................................................................................... 53

4.1 Ferramentas computacionais ............................................................................................... 53

4.2 Modelo de Reservatório ...................................................................................................... 54

4.2.1 Descrição do reservatório ............................................................................................. 55

4.2.2 Modelo de Fluido ......................................................................................................... 63

4.2.3 Permeabilidade relativa ................................................................................................ 66

4.3 Condições Operacionais ...................................................................................................... 70

4.4 Metodologia de trabalho ...................................................................................................... 71

5 Resultados e discussões .............................................................................................................. 74

5.1 Análise da injeção da solução polimérica ........................................................................... 74


Luana Lyra de Almeida ix

5.1.1 Identificação dos parâmetros operacionais significativos ............................................ 76

5.1.2 Comportamento do reservatório submetido ao processo de injeção de polímero ........ 85

5.2 Análise da injeção da solução ASP ................................................................................... 100

5.2.1 Identificação dos parâmetros operacionais significativos .......................................... 102

5.2.2 Comportamento do reservatório submetido ao processo de injeção da solução ASP 119

5.3 Comparativo dos RES 1, 2 e 3 com injeção de água, polímero, solução ASP .................. 144

6 Conclusões e recomendações ................................................................................................... 153

6.1 Conclusões......................................................................................................................... 153

6.2 Recomendações ................................................................................................................. 156

Referências bibliográficas ................................................................................................................ 159

Apêndice A. Resultados do processo de injeção de água ................................................................ 165

Apêndice B. Resultados do processo de injeção de polímero e solução ASP ................................. 169

B.1. Processo de injeção de Polímero ......................................................................................... 169

B.2. Processo de injeção da solução ASP ................................................................................... 176


Luana Lyra de Almeida x

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1. Saturações de fluidos e alvo da recuperação terciária em reservatórios típicos de óleos

leves e médios (Thomas, 2008). ........................................................................................................... 8

Figura 2.2. Ilustração da melhor eficiência de varrido devido à injeção de polímeros (Sorbie,

1991). ................................................................................................................................................. 12

Figura 2.3. Estrutura molecular da poliacrilamida (A) e da poliacrilamida parcialmente hidrolisada

(B) (Lake, 1989). ................................................................................................................................ 13

Figura 2.4. Estrutura molecular do biopolímero (goma xantana) (Green & Willhite, 1998). .......... 14

Figura 2.5. Viscosidade x concentração para polímeros usados para recuperação de petróleo: taxa

de cisalhamento de 7,3s-1, 1% NaCl à 74 ºF (Sorbie, 1991). ............................................................. 16

Figura 2.6. Diferentes tipos de comportamentos para a relação entre tensão e taxa de cisalhamento

encontrados em soluções poliméricas. ............................................................................................... 17

Figura 2.7. Comportamento da viscosidade x taxa de cisalhamento de soluções de goma xantana

com diferentes concentrações de polímero. Salinidade 0,5% NaCl, pH 7, 30 ºC (Sorbie, 1991) ...... 18

Figura 2.8. Comportamento da viscosidade x taxa de cisalhamento de soluções de HPAM,

mostrando os efeitos da salinidade e massa molar. A = 3 x 106 g/mol e B = 5.5 x 106 g/mol (Sorbie,

1991). ................................................................................................................................................. 19

Figura 2.9. Adsorção do polímero no meio poroso (Dang et al., 2011). ......................................... 21

Figura 2.10. Diagrama esquemático dos mecanismos de retenção de polímero no meio poroso

(Sorbie, 1991)..................................................................................................................................... 22

Figura 2.11. Molécula de surfactante (Curbelo, 2006). .................................................................... 25

Figura 2.12. Formação do agregado micelar (Ambientes micelares em química analítica, 2014). .. 27

Figura 2.13. Determinação da CMC utilizando algumas propriedades físicas (Curbelo, 2006). ..... 27

Figura 2.14. Efeito da salinidade em um sistema microemulsionado (Green & Willhite, 1998). .... 29

Figura 2.15. Solubilização de parâmetros como função da salinidade para uma solução com

surfactante aniônico e álcool (Green & Willhite, 1998). ................................................................... 30

Figura 2.16. Comportamento geral da IFT entre uma solução com surfactante e a fase

hidrocarboneto (Green & Willhite, 1998). ......................................................................................... 31

Figura 2.17. Adsorção do surfactante na superfície da rocha reservatório (Dang et al., 2011). ....... 32

Figura 2.18. Resultado típico da tensão interfacial de um óleo de 32 cP em água abrandada com 1%

de NaCl com os álcalis NaOH e Na4SiO4(Green & Willhite, 1998). ................................................ 33


Luana Lyra de Almeida xi

Figura 2.19. Diagrama de Pareto – Planejamento fatorial 24 de um processo de injeção de solução

micelar. (Barillas et al., 2007) ............................................................................................................ 40

Figura 2.20. Superfície de resposta – interação entre kh e µo – planejamento fatorial 24 de um

processo de injeção de solução micelar (Barillas et al., 2007). ......................................................... 41

Figura 4.1. Modelo de reservatório com a saturação inicial de água e disposição dos poços na

malha nine-spot invertida ................................................................................................................... 55

Figura 4.2. Mapa de saturação de óleo para o RES 1 ao final da injeção de água. ........................... 60



Figura 4.5. Viscosidade da fase óleo com a variação da pressão ...................................................... 64

Figura 4.6. Variação da viscosidade da água com a concentração do polímero. ............................... 65

Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa água-óleo. ................................................................ 67

Figura 4.8. Curvas de Permeabilidade Relativa Líquido-Gás. .......................................................... 67

Figura 4.9. Curva de permeabilidade relativa referente à mínima tensão interfacial para o sistema

ASP/óleo no reservatório do RES 1. .................................................................................................. 69

Figura 4.10. Sobreposição das curvas de permeabilidade relativa água/óleo original (Nc = 1.10-5),

intermediária (Nc = 3,162278.10-4) e de tensão interfacial mínima (Nc = 1.10-2) para o modelo do

RES 1. ................................................................................................................................................ 69

Figura 4.11. Corte IK no modelo de reservatórios mostrando a configuração de canhoneados dos

poços. ................................................................................................................................................. 71

Figura 4.12. Fluxograma das diversas etapas do estudo. .................................................................. 72

Figura 5.1. Níveis analisados dos bancos de injeção para o processo de injeção de polímero. ......... 75

Figura 5.2. Diagrama de Pareto – parâmetros operacionais da injeção de solução polimérica sobre

FR – RES 1. ....................................................................................................................................... 81


FR – RES 2. ....................................................................................................................................... 81


FR – RES 3. ....................................................................................................................................... 82

Figura 5.5. Superfície de resposta- interação entre vazão e banco de injeção sobre FR para o RES 1.

............................................................................................................................................................ 83

Figura 5.6. Superfície de resposta – interação entre concentração de polímero e banco de injeção

sobre FR para o RES 3. ...................................................................................................................... 84

Figura 5.7. Gráfico da produção acumulada de óleo pelo tempo, RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com

injeção de água. .................................................................................................................................. 86


Luana Lyra de Almeida xii

Figura 5.8. Gráfico da produção acumulada de água pelo tempo, RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com

injeção de água. .................................................................................................................................. 86

Figura 5.9. Gráfico da pressão média do reservatório pelo tempo, RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com

injeção de água. .................................................................................................................................. 87

Figura 5.10. Gráfico da injeção acumulada de água pelo tempo, RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com

injeção de água. .................................................................................................................................. 87

Figura 5.11A. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água –

Anos 3 e 6 .......................................................................................................................................... 90

Figura 5.11B. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água –

Ano 9 e 24 .......................................................................................................................................... 91

Figura 5.11C. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água –

Ano 27 ................................................................................................................................................ 92

Figura 5.11D. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água –

Ano 33 ................................................................................................................................................ 93

Figura 5.12. Mapas da viscosidade da água para os RES 1.1 e RES 1.2 no ano 33. ......................... 96

Figura 5.13. Mapas da adsorção do polímero para o RES 1.1 e RES 1.2 no ano 33. ........................ 97

Figura 5.14. Densidade da fase aquosa para o RES 1.2 no ano 33. ................................................... 98

Figura 5.15. Mapas da razão de mobilidades modificada o RES 1.1 e RES 1.2 no ano 23. .............. 99

Figura 5.16. Níveis analisados dos bancos de injeção para o processo de injeção ASP. ................. 101

Figura 5.17. Diagrama de Pareto – parâmetros operacionais da injeção de solução ASP sobre FR –

RES 1. .............................................................................................................................................. 110


RES 2. .............................................................................................................................................. 110


RES 3. .............................................................................................................................................. 111

Figura 5.20. Superfície de resposta – interação entre concentração de polímero e vazão de injeção

sobre FR para o RES 1 e RES 3. ...................................................................................................... 113

Figura 5.21. Superfície de resposta – interação entre concentração de surfactante e vazão de injeção


Figura 5.22. Superfície de resposta – interação entre vazão e banco de injeção sobre FR para o RES

1 e RES 3.......................................................................................................................................... 114




Luana Lyra de Almeida xiii

Figura 5.24. Superfície de resposta – interação entre concentração de polímero no pós-banco e

banco de injeção sobre FR para o RES 1 e RES 3. .......................................................................... 115

Figura 5.25. Superfícies de resposta – interações mais importantes entre os parâmetros operacionais

da injeção de solução ASP sobre FR para o RES 2. ........................................................................ 118


injeção de água. ................................................................................................................................ 120

Figura 5.27. Gráfico da produção acumulada de água e corte de água de produção pelo tempo, RES

1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água. .................................................................................... 121

Figura 5.28. Gráfico das produções bruta e de óleo instantâneas pelo tempo, RES 1.3, RES 1.4 e

RES 1 com injeção de água. ............................................................................................................. 121


injeção de água. ................................................................................................................................ 122


injeção de água. ................................................................................................................................ 122

Figura 5.31A. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água –

Ano 24 .............................................................................................................................................. 125

Figura 5.31B. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água –

Ano 27 .............................................................................................................................................. 126

Figura 5.31C. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água –

Ano 33 .............................................................................................................................................. 127

Figura 5.32A. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 24 e 25 ................ 131

Figura 5.32B. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 27 e 28 ................ 132

Figura 5.32C. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 30 e 33 ............... 133

Figura 5.33. Mapas da adsorção do polímero para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33. ...................... 134

Figura 5.34. Mapas da adsorção do surfactante para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33. ................... 135

Figura 5.35. Mapas do consumo do ácali durante o processo de injeção para o RES 1.3 e RES 1.4

no ano 33. ......................................................................................................................................... 136

Figura 5.36A. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 30. ............ 137

Figura 5.36B. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 30. ............ 138

Figura 5.36C. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33. ............ 139

Figura 5.37A. Mapas da mobilidade da água no ano 24 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com

injeção de água. ................................................................................................................................ 140

Figura 5.37B. Mapas da mobilidade da água no ano 28 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com

injeção de água. ................................................................................................................................ 141


Luana Lyra de Almeida xiv

Figura 5.38A. Mapas da mobilidade do óleo no ano 24 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com

injeção de água. ................................................................................................................................ 142

Figura 5.38B. Mapas da mobilidade do óleo no ano 28 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com

injeção de água. ................................................................................................................................ 143

Figura 5.39. Gráficos de corte de água e fator de recuperação do óleo comparativos dos 3 métodos

para RES 1, RES 2 e RES 3 ............................................................................................................. 146

Figura 5.40. Mapas de saturação de óleo no ano 23 para o RES 1, RES 2 e RES 3 ........................ 147

Figura 5.41A. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 1. . 148

Figura 5.41B. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 2. .. 149

Figura 5.41C. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 3 ... 150


Luana Lyra de Almeida xv

ÍÍ NNDDII CCEE DDEE TTAABBEELL AASS

Tabela 4.1. Características do reservatório e do aquífero para o modelo base adotado ................... 57

Tabela 4.2. Fatores e níveis analisados no processo de injeção de água. ......................................... 57

Tabela 4.3. Reservatórios selecionados para o estudo da injeção de polímero e solução ASP ........ 58

Tabela 4.4. Simulações para análise do melhor refinamento do modelo de reservatório ................. 62

Tabela 4.5. Componentes e pseudocomponentes com massas molares e frações molares iniciais no

fluido do reservatório. ........................................................................................................................ 63

Tabela 4.6. Características dos componentes para simulação da injeção de água, polímero e solução

ASP. ................................................................................................................................................... 64

Tabela 4.7. Dados de adsorção dos componentes: polímero, álcali e surfactante. ........................... 66

Tabela 4.8. Variação da tensão interfacial água/óleo com as concentrações de álcali e surfactante.

............................................................................................................................................................ 68

Tabela 4.9. Etapas de desenvolvimento do campo em estudo .......................................................... 70

Tabela 5.1. Níveis analisados para os parâmetros Qinj, concentração de polímero e banco de

injeção do processo de injeção de polímero nos RES 1 e 3. .............................................................. 75

Tabela 5.2. Níveis analisados para os parâmetros Qinj, concentração de polímero e banco de

injeção do processo de injeção de polímero nos RES 2. .................................................................... 75

Tabela 5.3. Resumo dos resultados das simulações da injeção de solução polimérica para o RES 1.

............................................................................................................................................................ 77


............................................................................................................................................................ 78


............................................................................................................................................................ 79

Tabela 5.6. Resumo das condições operacionais e fatores de recuperação dos Casos 42, 46 e do

RES 1 com injeção de água. ............................................................................................................... 85

Tabela 5.7. Níveis analisados para os parâmetros do processo de injeção da solução ASP para os

RES 1 e 3.......................................................................................................................................... 100

Tabela 5.8. Níveis analisados para os parâmetros do processo de injeção da solução ASP para o

RES 2. .............................................................................................................................................. 100

Tabela 5.9. Resumo dos resultados das simulações da injeção da solução ASP para o RES 1. ..... 103

Tabela 5.10. Resumo dos resultados da simulação da injeção da solução ASP para o RES 2. ...... 104

Tabela 5.11. Resumo dos resultados da simulação da injeção da solução ASP para o RES 3. ...... 107


Luana Lyra de Almeida xvi

Tabela 5.12. Resumo das condições operacionais e fatores de recuperação dos Casos 84, 196 e do

RES 1 com injeção de água. ............................................................................................................. 119

Tabela 5.13 – Comparativo dos métodos de injeção de água, polímero e ASP para o RES 1. ....... 144



Tabela A.1. Fatores e níveis analisados no processo de injeção de água. ...................................... 165

Tabela B.1. Resultados da análise de sensibilidade da injeção de polímero no RES 1 .................. 169



Tabela B.4. Resultados da análise de sensibilidade da injeção de solução ASP no RES 1. ........... 177




Luana Lyra de Almeida xvii

NNoommeennccllaattuurr aa

Siglas e abreviações Descrição Unidade

% pp Concentração percentual em peso % °API Medida de densidade do óleo 2D Duas dimensões 3D Três dimensões ad Adsorção do polímero por volume de rocha Mol/m³ ADMAXT Máxima capacidade de adsorção de um componente Mol/m³ ADRT Nível de adsorção residual Mol/m³

API Instituto Americano do Petróleo (American Petroleum Institute)

ASP Álcali Surfactante Polímero B Constante de Langmuir relacionada com a energia de adsorção BSW Basic Sediments and Water % ca Fração molar C Constante que caracteriza o tipo de fluido C Concentração de soluto CMC Concentração Micelar Crítica ppm, % pp CMG Computer Modelling Group Efeito Efeito principal de um fator no planejamento fatorial EOR Recuperação avançada de petróleo (Enhanced Oil Recovery) EPE Empresa de Pesquisa Energética FR Fator de Recuperação % Frr ou FRR Fator de Resistência Residual adimensional HLB Balanço Hidrofílico/Lipofílico I Direção i IA Injeção de água IFT Tensão Interfacial dyna/cm J Direção j K Direção k

Kh Permeabilidade horizontal mD Ko Permeabilidade efetiva ao óleo Krg Permeabilidade relativa ao gás (sistema gás-líquido) adimensional Kro Permeabilidade relativa ao óleo adimensional Krog permeabilidade relativa ao óleo (sistema gás-líquido) adimensional Krow Permeabilidade relativa ao óleo (sistema água-óleo) adimensional Krw Permeabilidade relativa à água (sistema água-óleo) adimensional

Kv Permeabilidade vertical mD

Kv/Kh Razão entre as permeabilidades absolutas vertical e horizontal adimensional

Kw Permeabilidade à água antes da injeção de polímero mD

Kwp Permeabilidade à água após a injeção de polímero mD


Luana Lyra de Almeida xviii

M Razão de mobilidades m Massa de adsorvente kg Nc Número Capilar adimensional n Constante que caracteriza o tipo de fluido no Expoente da curva de permeabilidade relativa ao óleo adimensional Np Volume de óleo produzido (acumulado) nas condições padrão m³ OOIP Óleo original no reservatório (original oil in place) m³ p.p. Ponto percentual adimensional pH Potencial Hidrogeniônico adimensional Por Porosidade % PORFT Volume poroso acessível ao componente adimensional Qinj Vazão de injeção de água m³/d re Raio do sistema reservatório-aquífero m reD Raio adimensional dimensional RES Reservatório RKW Fator de redução da permeabilidade efetiva à agua adimensional ro Raio do reservatório m

Sefeito Desvio padrão do efeito

Soi Saturação de óleo inicial adimensional

STARS Simulador térmico-composicional da CMG (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulation)

Swi Saturação de água irredutível (sistema água-óleo) adimensional tad1 Parâmetro da equação de adsorção de Langmuir Mol/m³ tad2 Parâmetro da equação de adsorção de Langmuir adimensional tad3 Parâmetro da equação de adsorção de Langmuir adimensional Tres Temperatura do reservatório °C tv Parâmetro da distribuição t de student VP Volume poroso m³ Vo Volume de óleo na microemulsão m³ Vs Volume de água na microemulsão m³ Vw Volume de surfactante na microemulsão m³ Wi Água injetada acumulada m³ Wp Água produzida acumulada m³ x Massa de soluto adsorvida kg x/m0 Constante de Langmuir representa máxima adsorção de soluto ��(�) Resposta média do nível máximo ��(�) Resposta média do nível mínimo


Luana Lyra de Almeida xix

Letras gregas µ Viscosidade da solução cP µo Viscosidade do óleo cP µw Viscosidade da água cP µd Viscosidade do fluido deslocante N.s/m² ν Velocidade de Darcy m/s σ Tensão interfacial entre a fase deslocante e deslocada N/m λo Mobilidade do óleo mD/cP λw Mobilidade da água mD/cP λwp Mobilidade da água após a injeção de polímero mD/cP τ Tensão de cisalhamento Pa ẏ Taxa de cisalhamento s-1 ∆ Incremento

Capítulo 1

Introdução

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 1: Introdução

Luana Lyra de Almeida 3

1 Introdução

O desenvolvimento econômico no Brasil no final do século XX gerou uma crescente

demanda por energia primária. No ano de 2000, a matriz energética brasileira era composta

principalmente por combustíveis fósseis. Os derivados de petróleo e gás natural representavam

então cerca de 51% da matriz energética nacional e 63% da mundial (EPE, 2007). Mesmo com o

aumento da conscientização da sociedade com relação aos danos causados ao meio ambiente

decorrentes da utilização de combustíveis fósseis, e apesar da busca crescente por fontes limpas e

renováveis de energia, o petróleo deverá ocupar uma posição relevante na matriz energética

mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil, segundo a Empresa de Pesquisa Energética, em

2050 aproximadamente 50,6% da matriz energética ainda será composta por petróleo, derivados e

gás natural (EPE, 2014).

Com o aumento do grau de explotação dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas

tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recuperação e da rentabilidade dos campos de

petróleo são cada vez mais necessários.

A produção de reservatórios de óleo leve ou médio passa tipicamente por três fases. Durante

a etapa inicial, fase de recuperação primária, toda a produção de fluidos é devido à energia natural

do reservatório. Com o tempo de produção, a dissipação dessa energia reflete-se na queda de

produtividade dos poços, sendo necessário então fornecer energia ao reservatório para permitir uma

recuperação de óleo adicional. Esta energia adicional é usualmente provida através da injeção de

água ou gás. Esta fase de produção do campo é chamada de recuperação secundária ou recuperação

por métodos convencionais. Porém, mesmo após esta fase, uma grande reserva de óleo pode

permanecer no reservatório. Os métodos especiais de recuperação são aplicados na terceira fase de

produção do campo, objetivando principalmente mobilizar esse óleo residual.

O objetivo deste trabalho é estudar a aplicação da injeção de polímeros e da solução de

álcali-surfactante-polímero (ASP) em um modelo de reservatório típico do nordeste brasileiro, cujos

campos se encontram, em sua maioria, em estágios avançados do processo de recuperação por

injeção de água. Foi analisada aqui a possibilidade de melhora na eficiência de varrido da injeção de

água e da mobilização do óleo residual contido no reservatório, visando ao incremento do fator de

recuperação final do campo.

Para o desenvolvimento deste trabalho, foi construído um modelo de simulação de fluxo de

um reservatório homogêneo, usado inicialmente para estudo do processo de injeção de água por



meio da análise de sensibilidade dos efeitos da variação de seis parâmetros de reservatório e um

parâmetro operacional sobre o fator de recuperação do campo após 23 anos de produção. Em

seguida, com os reservatórios já em uma fase avançada de recuperação por injeção de água, foram

selecionados três modelos para serem submetidos ao processo de injeção de polímero e da solução

ASP.

A parte seguinte do trabalho envolveu a análise de sensibilidade dos efeitos da variação de

parâmetros operacionais dos processos de injeção de polímero e solução ASP sobre o fator de

recuperação. Nesta etapa, os parâmetros avaliados para o processo de injeção de polímero foram:

vazão de injeção da solução polimérica, concentração do polímero na solução injetada e

características do banco de injeção (diferentes tempos de início e duração de injeção). Para o

processo de injeção da solução ASP os parâmetros avaliados foram: vazão de injeção da solução

ASP, banco de injeção, concentrações de álcali, surfactante e polímero na solução injetada e

concentração de polímero no pós-banco ASP. A análise de sensibilidade foi realizada para os três

tipos de reservatório anteriormente selecionados, considerando-se um período adicional de 10 anos

de produção após a injeção de água. Uma avaliação dos parâmetros e suas interações de segunda

ordem estatisticamente significativas foi realizada através da utilização de diagramas de Pareto e

superfícies de resposta. Para melhor entendimento dos métodos de recuperação especiais em estudo,

foram escolhidos dois casos obtidos na análise de sensibilidade de cada método para uma análise

detalhada do comportamento do reservatório.

Finalizando as análises dos métodos estudados, foi realizado um breve comparativo entre o

processo de injeção de solução polimérica, de solução ASP e de água para os casos avaliados que

obtiveram melhores fatores de recuperação.

Esta dissertação é composta por um total de seis capítulos, sendo esta introdução o primeiro

deles. O Capítulo 2 apresenta os aspectos teóricos que fundamentam a compreensão do estudo

desenvolvido, com foco nas propriedades do álcali, surfactante e polímero e das suas interações

com o reservatório e com os fluidos nele contidos. O Capítulo 3 apresenta um histórico dos

processos de injeção de polímero e da solução ASP, além de relatos de estudos de simulação

numérica e das principais aplicações dessas técnicas em campo. O Capítulo 4 descreve as

ferramentas computacionais empregadas, os dados necessários para a montagem do modelo de

reservatório (tais como dados de rocha e de interação rocha/fluido e modelo de fluido, com todos os

parâmetros necessários para os componentes envolvidos no processo de injeção de polímero e ASP)

e as condições operacionais para a montagem do modelo de simulação de fluxo, finalizando com a

apresentação da metodologia do trabalho. No Capítulo 5 são mostrados os resultados obtidos com a

injeção de polímero e solução ASP e as discussões relativas aos três casos estudados. No Capítulo 6



estão descritas as conclusões mais relevantes obtidas com o estudo, bem como as recomendações

que podem ser consideradas para trabalhos futuros. No final do texto listam-se as referências

bibliográficas utilizadas como base para este estudo. O Apêndice A apresenta os resultados do

estudo do processo de injeção de água que serviu de base para o desenvolvimento do estudo da

injeção de polímero e da solução ASP. O Apêndice B apresenta os resultados das simulações do

processo de injeção de polímero e solução ASP para os diferentes valores dos parâmetros

operacionais avaliados.

Capítulo 2

Revisão bibliográfica

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 2:Revisão bibliográfica


2 Revisão Bibliográfica

Neste capítulo é apresentada uma visão geral dos mecanismos de produção dos reservatórios

de petróleo, dos métodos de recuperação secundária e dos métodos de recuperação avançada de

petróleo (EOR), com ênfase nos aspectos teóricos relativos ao processo de injeção de polímero e

injeção da solução ASP (álcali-surfactante-polímero). Ao final do capítulo, descreve-se

sucintamente a teoria empregada no planejamento experimental.

2.1 Mecanismos de produção e métodos de recuperação

O comportamento dos reservatórios de petróleo é regido por forças viscosas, capilares e

gravitacionais. Entre os fatores que influenciam este comportamento estão: características

geológicas, propriedades de interação rocha-fluido, mecanismos de escoamento e facilidades de

produção (Mezzomo, 2001).

Para que haja produção através de um poço é necessário que a pressão disponível no

reservatório vença as perdas de carga que ocorrem durante o fluxo no meio poroso, de modo que o

fluido possa chegar ao poço produtor e ser bombeado para as facilidades de produção.

Com a abertura de um poço produtor, o fluido presente em suas adjacências se

despressuriza, embora o contato com o fluido mais distante do poço tenda a manter sua pressão.

Inicialmente ocorre a expansão dos fluidos e, deste modo, o volume adicional decorrente da

expansão escoa para o poço. Com a contínua produção, a despressurização se propaga através do

reservatório, e a forma de sua resposta a essa queda de pressão determina o seu mecanismo natural

de produção. Os reservatórios apresentam quatro tipos mais comuns de mecanismos naturais de

produção: gás em solução, capa de gás, influxo de água e segregação gravitacional. Estes

mecanismos podem ocorrer de forma combinada.

A fase de produção de um campo em que toda a produção é devido aos mecanismos naturais

de produção é chamada de recuperação primária.

Tipicamente, reservatórios de óleo médio (que possuem fluido com grau API entre 22,3 e

31,1) ou leve (que possuem fluido com grau API maior que 31,1) passam por uma fase de produção

primária, até que a dissipação de sua energia se reflete na queda de produtividade dos poços. Torna-



se necessário então adicionar energia ao reservatório para permitir uma recuperação de óleo

adicional (Catonho, 2013). Esta energia adicional é usualmente provida através da injeção de água

ou gás. O processo depende principalmente do deslocamento físico para recuperar óleo adicional

(Stosur et Al., 2003). Esta fase de produção do campo é chamada de recuperação secundária ou

recuperação por métodos convencionais.

Mesmo após a recuperação secundária, uma grande reserva de óleo pode permanecer em

forma de óleo residual no reservatório. Seu volume depende do tipo de fluido e das condições de

reservatório. A recuperação terciária é aplicada nesta fase de produção do campo, objetivando

mobilizar o óleo residual. Os dados apresentados por Thomas (2008) indicam que aproximadamente

0,3 x 1012 m³ de óleo leve e médio e 0,8 x 1012 m³ de óleo pesado deverão permanecer nos

reservatórios ao redor do mundo após a recuperação secundária. A Figura 2.1 mostra a saturação de

fluidos e o alvo da recuperação terciária para reservatórios típicos de óleos leves e médios.

Os baixos volumes produzidos resultantes do processo de recuperação secundária são

devidos, principalmente, a dois fatores: alta viscosidade do óleo do reservatório (forças viscosas) e

elevadas tensões de natureza eletroquímica (tensões interfaciais e forças capilares) entre o fluido

injetado, o óleo e a rocha (Melo, 2008).

Figura 2.1. Saturações de fluidos e alvo da recuperação terciária em reservatórios típicos de óleos

leves e médios (Thomas, 2008).



O obstáculo para consideração das três fases de produção de um reservatório como uma

sequência cronológica é que muitos esquemas de produção não são conduzidos nesta ordem

específica. Por causa destas situações, o termo recuperação terciária caiu em desuso na literatura e o

termo recuperação avançada de petróleo (EOR) passou a ser mais aceito (Green & Willhite, 1998).

Os processos de EOR envolvem a injeção no reservatório de um ou mais fluidos, os quais

suplementam a energia natural do reservatório para deslocar óleo aos poços produtores e interagem

com o sistema rocha/óleo ou com o fluido deslocante para criar condições favoráveis à recuperação

de óleo. Assim, aumenta-se a produção de óleo através de um dos seguintes mecanismos: redução

das tensões interfaciais, redução da viscosidade do óleo, modificação de molhabilidade da rocha,

diminuição da razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o óleo ou favorecimento da

permeabilidade relativa de uma fase (Green & Willhite, 1998; Rosa; Carvalho; Xavier, 2006).

A injeção de um fluido no reservatório com o objetivo de deslocamento de petróleo envolve

duas eficiências da fase deslocante: a eficiência de varrido, que mede a fração do volume poroso

alcançada pelo fluido deslocante, e a eficiência de deslocamento, que mede a capacidade de

mobilização do óleo nas regiões lavadas pelo fluido deslocante.

A eficiência de varrido é função da razão de mobilidades entre o fluido deslocante e o

deslocado, mostrada na Equação (1), sendo que a mobilidade de um determinado fluido é a razão

entre a permeabilidade efetiva a esse fluido e sua viscosidade, como se pode ver na Equação (2).

Quando a razão de mobilidades é alta, o fluido deslocante tende a se mover através do óleo na

direção dos poços produtores, deixando parte do reservatório sem ser varrida. Assim as maiores

eficiências de varrido são alcançadas com razões de mobilidades baixas. Se o objetivo de um

projeto de EOR é aumentar a eficiência de varrido, é necessário diminuir a razão de mobilidades, o

que pode ser feito através do aumento da viscosidade do fluido injetado e/ou reduzindo-se a

viscosidade do óleo. Neste caso poderia ser aplicada a injeção de polímeros para aumentar a

viscosidade do fluido injetado, ou poderiam ser usados métodos térmicos para redução da

viscosidade do óleo do reservatório (Rosa; Carvalho; Xavier, 2006).

� =

�(1)

� = �⁄

� ��⁄(2)



Onde:

M = razão de mobilidades

λw = mobilidade da água, mD/cP

λo = mobilidade do óleo, mD/cP

kw = permeabilidade efetiva à água, mD

µw = viscosidade da água, cP

ko = permeabilidade efetiva ao óleo, mD

µo = viscosidade do óleo, cP

A eficiência de deslocamento é a fração da saturação de óleo original que foi deslocada pela

água. A maior parte do óleo não recuperado após a injeção de água em um reservatório é deixada na

forma de gotas microscópicas de óleo residual. A saturação de óleo residual de um reservatório é

comumente correlacionada com o número capilar, que corresponde à razão entre forças viscosas e

capilares, conforme a Equação (3).

�� =��

�(3)

Onde:

�� = número capilar

� = velocidade de Darcy (m/s)

�� = viscosidade do fuido deslocante (N.s/m²)

� = tensão interfacial entre as fases deslocante e deslocada (N/m)

Tipicamente, o óleo residual representa de 60% a 90% de todo o óleo remanescente,

enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas áreas não varridas do reservatório. Assim, a maior

ênfase no desenvolvimento de projetos de EOR tem sido no sentido de recuperar o óleo residual,

que pode ser mobilizado através da injeção de um fluido miscível com o óleo do reservatório,

minimizando tensões interfaciais e possibilitando seu fluxo (Rosa; Carvalho; Xavier, 2006).

Os métodos de EOR podem ser classificados nas seguintes categorias:

- Térmicos:

- Injeção de vapor;

- Combustão in situ;

- Eletromagnetismo.



- Miscíveis:

- Injeção de CO2;

- Injeção de gás natural;

- Injeção de Nitrogênio.

- Químicos:

- Injeção de polímero;

- Injeção de surfactante;

- Injeção de solução alcalina.

- Microbiológicos.

2.2 Injeção de Polímeros

A injeção de polímeros em reservatórios de petróleo é considerada um método de

recuperação avançada pertencente à categoria dos métodos químicos, e é aplicável a reservatórios

com razões de mobilidades desfavoráveis.

O método consiste na adição de polímero à agua de injeção para aumentar sua viscosidade,

resultando em uma redução da mobilidade do fluido injetado, o que, por sua vez, melhora a razão de

mobilidades. Alguns tipos de polímero causam também a redução da permeabilidade relativa da

água. Esta menor razão de mobilidades proporciona um incremento na eficiência de varrido da

injeção de água (Lake, 1989), acelerando a produção de óleo e tornando-a mais rentável. A Figura

2.2 ilustra o efeito melhoria da eficiência de varrido obtida com adição de polímero à água de

injeção.



Figura 2.2. Ilustração da melhor eficiência de varrido devido à injeção de polímeros (Sorbie,

1991).

2.2.1 Tipos de Polímero

Os dois tipos de polímero mais comumente utilizados em aplicações de EOR são os

polímeros sintéticos (poliacrilamidas) e os biopolímeros (polissacarídeos) (Green & Willhite, 1998;

Sorbie, 1991; Lake, 1989).

A poliacrilamida pode ser manufaturada pela polimerização do monômero acrilamida para

produzir um polímero que se assemelha a uma bobina flexível. A polimerização produz

macromoléculas com massa molar média variando de 0,5 milhão até 30 milhões, dependendo da

extensão do processo. A massa molar comumente utilizada de modo comercial varia de 1 a 10

milhões. A poliacrilamida adsorve fortemente em superfícies minerais, e por este motivo é

parcialmente hidrolisada para reduzir a adsorção pela reação da poliacrilamida com uma base, como

hidróxido sódio, hidróxido de potássio ou carbonato de sódio. A hidrólise converte alguns dos

grupos amino (NH2) para carboxilato (COO-). O grau de hidrólise é a fração do grupo amino que é

convertida por hidrólise e varia de 15% a 35% em produtos comerciais (Green & Willhite, 1998), o

que confere à poliacrilamida um caráter iônico. O grau de hidrólise pode ser importante para certas

propriedades físicas do polímero, como adsorção, estabilidade térmica e de cisalhamento. A Figura

2.3 mostra a estrutura química da poliacrilamida e da poliacrilamida parcialmente hidrolisada.



(A) (B)

Figura 2.3. Estrutura molecular da poliacrilamida (A) e da poliacrilamida parcialmente hidrolisada

(B) (Lake, 1989).

O biopolímero mais largamente utilizado é a goma xantana, produzida comercialmente pela

ação microbial do organismo Xanthomonas campestris através da fermentação de carboidratos. O

polímero produzido é separado do resto do material celular e vendido na forma de um líquido

concentrado, tipicamente contendo 3% a 13% do polímero ativo. Em termos de massa molar, os

biopolímeros caem no limite inferior da faixa encontrada para as poliacrilamidas. Para aplicações de

EOR utilizam-se massas molares entre 1 e 3 milhões. Eles possuem como característica uma

estrutura não iônica, e sua estrutura molecular dá à molécula grande rigidez, resultando disso um

excelente poder viscosificante em águas com alta salinidade e grande resistência à degradação por

cisalhamento. Em água doce, entretanto, os biopolímeros têm poder viscosificante menor que as

poliacrilamidas. (Needham; Doe, 1987; Lake, 1989; Sorbie, 1991). A Figura 2.4 mostra a estrutura

molecular do biopolímero.



Figura 2.4. Estrutura molecular do biopolímero (goma xantana) (Green & Willhite, 1998).

Cada tipo de polímero tem suas vantagens e desvantagens. As poliacrilamidas desenvolvem

boas viscosidades em água doce e adsorvem na superfície da rocha, produzindo uma redução de

permeabilidade relativa duradoura. Por outro lado, elas têm tendência à degradação por

cisalhamento a altas vazões e apresentam baixo desempenho em altas salinidades. Os biopolímeros

têm excelente poder viscosificante em águas de alta salinidade e são resistentes à degradação por

cisalhamento, mas não são retidos na superfície das rochas e se propagam mais rapidamente que as

poliacrilamidas. Isso reduz a quantidade de polímero necessário, porém não produz o efeito de

queda da permeabilidade relativa. Além disto, os biopolímeros são suscetíveis ao ataque de

bactérias, resultando na perda da viscosidade da solução.

Ambos os polímeros apresentam aplicabilidade restrita em reservatórios de alta temperatura:

Os biopolímeros se degradam rapidamente em temperaturas acima de 93ºC, enquanto as

poliacrilamidas podem precipitar em águas contendo muito cálcio quando a temperatura ultrapassa

77ºC (Needham; Doe, 1987, Green & Willhite, 1998).



Tanto as poliacrilamidas quanto os biopolímeros são suscetíveis a ataques oxidativos pela

dissolução do oxigênio na água de injeção; a degradação decorrente disso causa perda de

viscosidade com o tempo.

As poliacrilamidas praticamente dominaram o mercado atual pelo fato de os biopolímeros

ainda não possuírem preços competitivos, e também porque toda a sua produção tende a ser

absorvida pelas indústrias alimentícia e de cosméticos (Melo, 2008).

2.2.2 Propriedades das Soluções Poliméricas

- Viscosidade da solução de polímeros

A viscosidade de uma solução polimérica está relacionada ao tamanho e à extensão da

molécula de polímero presente nesta solução: moléculas maiores são geralmente associadas a

soluções mais viscosas. Um exemplo do efeito viscosificante de polímeros utilizados em EOR é

mostrado na Figura 2.5. Mesmo em concentrações relativamente baixas, os polímeros podem

incrementar a viscosidade da água por fatores de 10 a 100.



Figura 2.5. Viscosidade x concentração para polímeros usados para recuperação de petróleo: taxa

de cisalhamento de 7,3s-1, 1% NaCl à 74 ºF (Sorbie, 1991).

- Desempenho Reológico

Polímeros são de interesse para aplicações de EOR por causa de suas propriedades

reológicas quando em solução, sendo adicionados à água de injeção com o objetivo de aumentar sua

viscosidade. O estudo do comportamento reológico das soluções de polímeros é fundamental para

viabilizar sua aplicação.

Um fluido é dito newtoniano quando apresenta uma relação linear entre tensão de

cisalhamento e taxa de cisalhamento, como pode ser visto na Equação (4). Uma expressão mais

geral relacionando tensão e taxa de cisalhamento pode ser escrita como vista na Equação (5). Se n ≠

1, então a tensão de cisalhamento não varia linearmente com a taxa de cisalhamento e o fluido é

dito não-newtoniano (Green & Willhite, 1998).

Concentração de polímero, ppm

Vis

cosi

dade

, cP

Goma xantana

Poliacrilamida (HPAM)



� = �. ẏ (4)

� = �. ẏ� (5)

Onde:

τ = tensão de cisalhamento

µ = viscosidade da solução

ẏ = taxa de cisalhamento

c e n = constantes que caracterizam o fluido

A Figura 2.6 mostra fluidos com diferentes relações entre tensão e taxa de cisalhamento.

Casos que mostram uma menor inclinação da tensão com a taxa de cisalhamento são conhecidos

como fluidos pseudoplásticos (Sorbie, 1991).

Figura 2.6. Diferentes tipos de comportamentos para a relação entre tensão e taxa de cisalhamento

encontrados em soluções poliméricas.

Soluções aquosas de polímeros utilizadas em processos de EOR são geralmente

pseudoplásticas. As Figuras 2.7 e 2.8 mostram gráficos de viscosidade em função da taxa de

cisalhamento para soluções com goma xantana e poliacrilamida. Estas soluções de polímero

Ten

são

de c

isal

ham

ento

Taxa de cisalhamento



tipicamente mostram um comportamento newtoniano a baixas taxas de cisalhamento, obtidas com

baixas vazões, seguido de uma região de comportamento pseudoplástico, onde a viscosidade do

fluido cai. A taxas de cisalhamento muito altas, que estão fora da escala das Figuras 2.7 e 2.8, a

tendência da viscosidade é se aproximar de um segundo nível com valor um pouco acima da

viscosidade do solvente (Sorbie, 1991).

Figura 2.7. Comportamento da viscosidade x taxa de cisalhamento de soluções de goma xantana

com diferentes concentrações de polímero. Salinidade 0,5% NaCl, pH 7, 30 ºC (Sorbie, 1991)

ẏ (s-1)

Vis

cosi

dade

, cP

Taxa de cisalhamento (s-1)



Figura 2.8. Comportamento da viscosidade x taxa de cisalhamento de soluções de HPAM,

mostrando os efeitos da salinidade e massa molar. A = 3 x 106 g/mol e B = 5.5 x 106 g/mol (Sorbie,

1991).

O comportamento reológico das soluções de polímeros pode ser afetado pela salinidade e

pelo conteúdo de íons divalentes. Os efeitos são diferentes para cada tipo de polímero, tendendo a

ser mais intensos no caso da poliacrilamida (Green & Willhite, 1998).

A hidrólise da poliacrilamida introduz na cadeia polimérica cargas elétricas negativas que

produzem um grande efeito nas propriedades reológicas da solução de polímeros. Em meios de

baixa salinidade, as cargas negativas no polímero se repelem mutuamente e causam uma elongação

da cadeia polimérica. Cada molécula de polímero ocupa mais espaço na solução e a viscosidade

aparente da solução diluída aumenta. Inversamente, na presença de eletrólitos, como NaCl, a

extensão da molécula de polímero é reduzida. Com o incremento da concentração de eletrólito, a

extensão da cadeia polimérica cai e a viscosidade da solução também declina em decorrência disso.

A extensão da cadeia da poliacrilamida parcialmente hidrolisada também é controlada pelo seu grau

de hidrólise. Para uma dada salinidade, a viscosidade relativa da solução polimérica diminui quando

o grau de hidrólise aumenta (Green & Willhite, 1998).

A poliacrilamida hidrolisada interage fortemente com íons divalentes como Ca++ e Mg++.

Este fenômeno ocorre comumente em associação com uma redução nas dimensões molares e, em

Vis

cosi

dade

, cP

Taxa de cisalhamento, s-1

Água destilada

3% NaCl



condições extremas, com a separação de fases, situação em que ocorre também a formação de géis

ou precipitados (Ryles, 1988).

2.2.3 Fluxo de Polímero no Meio Poroso

- Retenção

A adição de polímeros em águas de injeção tem como objetivo mais frequente a

viscosificação desta água e o efeito de correção da razão de mobilidades água/óleo. Entretanto,

podem ocorrer interações significantes entre as moléculas de polímero transportadas e o meio

poroso. Estas interações levarão o polímero a ser retido e podem causar a formação de um banco de

injeção com ausência total ou parcial de polímeros. Este banco de fluido terá uma viscosidade muito

menor que a solução polimérica injetada, o que levará a uma redução de eficiência do método de

recuperação.

Por outro lado, a retenção de polímero no meio poroso pode causar outros dois fenômenos: a

redução da permeabilidade da rocha, levando a uma menor recuperação do óleo, ou a alteração na

sua permeabilidade relativa, privilegiando o fluxo de óleo em relação ao da água o que favoreceria a

produção de óleo. Desta forma, é muito importante estabelecer o correto nível de retenção para um

dado processo de injeção de polímeros, de forma a conhecer os efeitos atuantes e maximizar a

produção de óleo (Sorbie, 1991).

A retenção dos polímeros no meio poroso pode ser dividida em três mecanismos principais:

adsorção físico-química, retenção mecânica e retenção hidrodinâmica.

A adsorção físico-química é consequência da interação das moléculas do polímero com a

superfície sólida. As cargas negativas da superfície da rocha são atraídas pelas cargas positivas do

polímero (Melo, 2008), conforme ilustra a Figura 2.9. A adsorção de polímero em um processo de

EOR varia desde 20 µg/g de rocha com 38% de hidrólise até aproximadamente 700 µg/g de rocha

com uma hidrólise mínima (Green & Willhite, 1998).



Figura 2.9. Adsorção do polímero no meio poroso (Dang et al., 2011).

A retenção mecânica funciona como um mecanismo de filtração, pelo qual as moléculas de

maior tamanho ficam retidas nos menores poros da formação. O mecanismo remove apenas a

pequena quantidade de material que possui massa molar muito grande e não deve atuar ao longo de

todo o reservatório, ocorrendo somente na vizinhança dos poços injetores (Sorbie, 1991).

A retenção hidrodinâmica ocorre quando as vazões de injeção são subitamente

incrementadas após a solução polimérica ter sido injetada a uma vazão constante até o regime

permanente ter sido atingido. Neste mecanismo, algumas moléculas de polímero são

temporariamente trapeadas em regiões com fluxo estagnado pelas forças de arraste hidrodinâmico.

Este tipo de retenção é reversível, já que o polímero retido é recuperado quando a vazão volta

diminuir (Green & Willhite, 1998; Sorbie, 1991).

A Figura 2.10 ilustra os mecanismos de retenção do polímero no meio poroso.



Figura 2.10. Diagrama esquemático dos mecanismos de retenção de polímero no meio poroso

(Sorbie, 1991).

A quantidade de polímero retido quando uma solução polimérica é deslocada em um meio

poroso é determinada através de experimentos de fluxo. Dois métodos são comumente usados. No

primeiro, uma solução de polímero é injetada a uma taxa constante em uma amostra de rocha até

que a concentração do efluente seja igual à concentração da solução injetada. No segundo método, o

fluido injetado é alterado de solução polimérica para salmoura ou água após a concentração do

efluente alcançar a concentração injetada e o polímero móvel ter sido deslocado dos espaços

porosos. A retenção de polímero nos dois métodos é determinada por balanço de materiais (Green

& Willhite, 1998).

- Volume Poroso Inacessível

As moléculas de polímero são maiores que as de água e maiores que alguns poros no meio

poroso. Por este motivo o polímero não flui em todo o espaço poroso contatado pela água. A fração

do espaço poroso não contatada pela solução polimérica é chamada de volume poroso inacessível

(Green & Willhite, 1998).

Polímero mecanicamente

retido

Caminhos de fluxo

Caminhos de fluxo

Caminhos de fluxo

Adsorção físico-química

Retenção hidrodinâmica



O volume poroso inacessível depende da massa molar do polímero, da permeabilidade e

porosidade do meio poroso e distribuição do tamanho de poros, tornando-se mais importante

quando a massa molar do polímero aumenta e a razão entre permeabilidade e porosidade do meio

poroso é menor. Em casos extremos, o volume poroso inacessível pode chegar a 30% do espaço

poroso total (Lake, 1989).

Na prática, o atraso no avanço do perfil de injeção causado pela retenção do polímero no

meio poroso é compensado pela aceleração do polímero devido ao volume poroso inacessível

(Sorbie, 1991; Lake, 1989; Melo, 2008; Green & Willhite, 1998).

- Redução de permeabilidade

A retenção do polímero no meio poroso reduz a permeabilidade aparente da rocha. Uma

forma de descrever esta redução de permeabilidade é através do fator de resistência residual (Frr)

que é a razão entre a mobilidade da água antes de o polímero ter sido deslocado no meio poroso e a

mobilidade da água após o fluxo de polímero, como pode ser visto na Equação (6) (Green &

Willhite, 1998; Lake, 1989).

FRR = λw/ λwp = Kw/ Kwp (6)

Onde:

FRR = fator de resistência residual

λw = mobilidade da água antes do polímero, mD/cP

λwp = mobilidade da água depois do polímero, mD/cP

Kw = permeabilidade à água antes do polímero, mD

Kwp = permeabilidade à água depois do polímero, mD

A permeabilidade à agua após o fluxo de polímeros no meio poroso pode sofrer redução de

10% a 30%, dependendo do tipo de polímero injetado, da quantidade de polímero retido, da

distribuição de tamanho de poros do meio e do tamanho médio do polímero em relação aos poros da

rocha. Em comparação com a goma xantana, a poliacrilamida em geral causa maiores reduções de

permeabilidade (Green & Willhite, 1998).



2.3 Processo ASP

O processo ASP consiste na injeção de uma solução aquosa contendo uma substância

alcalina, um surfactante e um polímero. As substâncias alcalinas e surfactantes visam a reduzir a

tensão interfacial entre os fluidos deslocante e deslocado, aumentando com isso a eficiência de

deslocamento e reduzindo a saturação residual de óleo após a injeção. Ao mesmo tempo, porém,

este processo provoca um aumento da permeabilidade efetiva à água, o que resulta em uma razão de

mobilidades mais desfavorável. Torna-se necessário, dessa forma, a injeção de polímero juntamente

com as substâncias alcalinas e surfactantes. A presença do polímero contribui para reduzir a razão

de mobilidades entre os fluidos deslocante e deslocado e aumentar a eficiência de varrido. Por causa

da sinergia destes três componentes, o processo ASP atualmente é alvo frequente de pesquisas ao

redor do mundo (Rosa; Carvalho; Xavier, 2006; Sheng, 2013).

Para melhor entendimento do processo ASP é necessário entender individualmente a ação de

cada uma das substâncias injetadas na solução. A análise da injeção de polímeros foi realizada no

item anterior e a seguir será apresentada uma análise sobre os surfactantes e álcalis.

2.3.1 Surfactantes

Surfactantes são substâncias químicas que se adsorvem ou se concentram em uma superfície

ou interface fluido/fluido quando presentes em baixa concentração em um sistema. Eles alteram

propriedades interfaciais significativamente; em particular, eles reduzem a tensão interfacial, ou

IFT. Apresentam-se como moléculas anfifílicas, ou seja, moléculas que possuem em sua estrutura

duas solubilidades diferentes associadas. Cada molécula possui um grupo polar (hidrofílico), com

afinidade pela água, e um grupo apolar (hidrofóbicos), com afinidade por compostos orgânicos

(entre eles, óleo), como mostra a Figura 2.11. É esta estrutura química que confere aos surfactantes

a propriedade de agir como conciliador entre compostos sem afinidade, pela alteração da tensão

interfacial (Green & Willhite, 1998; Curbelo, 2006).



Figura 2.11. Molécula de surfactante (Curbelo, 2006).

Um número empírico que tem sido utilizado para caracterizar surfactantes é o balanço

hidrofílico/lipofílico (HLB). Este número indica relativamente a tendência de solubilização na água

ou no óleo e a tendência de formar emulsões de água em óleo ou de óleo em água. Baixos números

HLB são associados a surfactantes que são mais solúveis no óleo e formam emulsões de água em

óleo. (Green & Willhite, 1998).

- Classificação dos surfactantes

Os surfactantes podem ser classificados em quatro grupos, de acordo com a natureza iônica

do seu grupo polar:

� Aniônico: Estes surfactantes, quando estão dissociados em água, originam íons

carregados negativamente na superfície ativa. Os principais exemplos destes surfactantes são os

sabões, os amino-compostos e os compostos sulfatados, sulfonados e fosfatados (Green & Willhite,

1998; Curbelo, 2006; Lake, 1989).

� Catiônico: A dissociação desses surfactantes em água origina íons carregados

positivamente na superfície ativa. Os principais representantes desta classe são os sais quaternários

de amônio (Green & Willhite, 1998; Curbelo, 2006; Lake, 1989).

� Não-iônico: Nesta molécula, que não ioniza, o grupo polar é maior do que o grupo apolar.

Os surfactantes não-iônicos apresentam características bem particulares, são compatíveis

quimicamente com a maioria dos outros surfactantes e suas propriedades são pouco afetadas pelo

pH. Estes aspectos combinados aumentam consideravelmente suas possibilidades de aplicação,

Cadeia apolar – solúvel em óleo

Extremidade polar – solúvel em água



tornando-os bastante atrativos industrialmente (Green & Willhite, 1998; Curbelo, 2006; Lake,

1989).

� Anfóteros: Os surfactantes anfóteros possuem duplo caráter iônico, apresentando

propriedades dos surfactantes aniônicos a altos valores de pH e dos surfactantes catiônicos a baixos

valores de pH (Green & Willhite, 1998; Curbelo, 2006; Lake, 1989).

Os surfactantes aniônicos e não-iônicos têm sido utilizados nos processos de EOR. Os

aniônicos são os mais largamente utilizados porque são relativamente estáveis, exibem baixa

adsorção à rocha e são mais baratos. (Green & Willhite, 1998; Fernandes, 2005).

Os surfactantes catiônicos não são usualmente utilizados, pois adsorvem fortemente à rocha

reservatório (Green & Willhite, 1998).

O surfactante mais comumente utilizado em métodos de EOR é o sulfonato de petróleo, um

surfactante aniônico efetivo para a redução da tensão interfacial, relativamente barato e descrito

como quimicamente estável (Green & Willhite, 1998; Lake, 1989).

- Propriedades dos surfactantes

Os surfactantes possuem propriedades que lhes conferem características interessantes para a

injeção em reservatórios de petróleo. A seguir será feita uma breve descrição de algumas destas

propriedades.

� Micelização: As principais características dos surfactantes estão relacionadas à formação de

ambientes organizados, também conhecidos como ambientes micelares. As micelas são agregados

moleculares que possuem as duas regiões estruturais, uma hidrofílica e outra hidrofóbica, e que,

quando presentes em solução aquosa a partir de certa concentração, denominada concentração

micelar crítica (CMC), se associam de modo dinâmico e espontâneo, formando grandes agregados

moleculares de dimensões coloidais. (Ambientes micelares em química analítica, 2014; Melo,

2013). Quando um surfactante é dissolvido em água, ele inicialmente migrará para as interfaces

água-ar ou água-sólido, que são as regiões de melhor estabilidade para o surfactante. Como a força

de atração das moléculas de água na superfície água-ar é reduzida, reduz-se a tensão superficial da

água. Enquanto houver espaço nessa superfície, o aumento da concentração do surfactante

proporciona um maior preenchimento e consequente redução da tensão superficial. Quando as

superfícies são totalmente ocupadas, um aumento da concentração do surfactante não se reflete mais



na redução da tensão superficial. Neste momento, atinge-se a CMC do surfactante e as suas

moléculas passam a se localizar distribuídas no interior da solução estando à disposição para o

início da organização de micelas (Daltin, 2011).

O surfactante se apresenta na forma de monômero antes da concentração micelar crítica,

como mostra a Figura 2.12.

Figura 2.12. Formação do agregado micelar (Ambientes micelares em química analítica, 2014).

A CMC dos surfactantes pode ser determinada através de mudanças bruscas no

comportamento de algumas de suas propriedades físicas em solução, tais como espalhamento de

luz, viscosidade, condutividade elétrica, tensão superficial, pressão osmótica e capacidade de

solubilização de solutos (Curbelo, 2006), como mostra a Figura 2.13.

Figura 2.13. Determinação da CMC utilizando algumas propriedades físicas (Curbelo, 2006).

Abaixo da CMC (monômeros)

Acima da CMC (monômeros e micelas)

Formação micelar esférica

Concentração

Pro

prie

dade

Turbidez

Tensão superficial

Condutividade molar



As CMCs de surfactantes usados em processos de EOR estão na faixa de poucos ppm à

dezenas de ppm (ordem de 10-5% à 10-4%) (Green & Willhite, 1998).

� Microemulsões: São compostas por dois líquidos imiscíveis, um espontaneamente disperso

no outro com o auxílio de um ou mais sufactantes (Daltin, 2011). Para processos de EOR a

microemulsão é formada por uma solução micelar termodinamicamente estável de óleo e água, que

pode conter eletrólitos e um ou mais componentes anfifílicos. As microemulsões apresentam

características especiais, tais como: alta estabilidade termodinâmica, grande área interfacial, tensão

interfacial muito baixa, diversificação de estruturas e transparência óptica (Fernandes, 2005).

As tensões interfaciais ultra-baixas necessárias para o processo ASP, ocorrem devido à

formação de microemulsões. No caso desse processo, a fase microemulsão é formada devido às

concentrações de surfactante injetadas e da geração de surfactante “in situ” a partir da reação do

álcali injetado com o óleo do reservatório.

As estruturas das microemulsões se encaixam em três grandes categorias: óleo em água

(O/A), em que gotículas de óleo são envolvidas por uma região contínua em água; água em óleo

(A/O), na qual gotas de água são envolvidas por óleo; e bicontínua, que é uma estrutura na qual

ambos os componentes formam domínios contínuos interpenetrantes, sem que um dos dois rodeie o

outro. A estrutura assumida por uma microemulsão depende da curvatura espontânea do filme de

surfactante que recobre as interfaces óleo/água. A natureza da configuração física é determinada

pelos parâmetros do sistema, tais como razão hidrocarboneto/água, surfactante e temperatura

(Fernandes, 2005; Green & Willhite, 1998).

� Comportamento de fase da microemulsão: Sistemas microemulsionados podem ser

projetados para terem valores muito baixos de tensão interfacial tanto para a fase água quanto para a

fase óleo. Esta propriedade torna a microemulsão atrativa para utilização como agente de

recuperação de óleo. Tensões interfaciais muito baixas estão correlacionadas com a alta

solubilização do óleo e da água pela microemulsão. Regiões de alta solubilização são encontradas

pelo estudo do comportamento de fase dos sistemas microemulsionados (Green & Willhite, 1998).

O comportamento de fase das microemulsões é complexo e dependente de vários

parâmetros, incluindo os tipos e concentrações dos surfactantes, hidrocarbonetos e salmoura,

temperatura e, em menor grau, pressão. Não existe equação de estado universal para uma

microemulsão, de modo que o comportamento de fase de um sistema em particular tem que ser

medido experimentalmente (Green & Willhite, 1998).



� Mecanismo de redução de IFT: Quando um surfactante é adicionado a um sistema com

dois líquidos imiscíveis, como água e óleo, as moléculas do surfactante adsorvem na interface,

deslocando algumas das moléculas da água e do óleo. As moléculas do surfactante se orientam de

modo tal que sua parte hidrofílica é direcionada para a água e a parte hidrofóbica se direciona para o

óleo. A acumulação do surfactante na zona interfacial rompe a estrutura do fluido nesta região, e

isto se reflete na rápida diminuição da IFT com o aumento da concentração do surfactante, até que a

CMC é atingida (Green & Willhite, 1998).

A IFT entre uma solução aquosa com surfactante e a fase óleo é função da salinidade,

temperatura, concentração do surfactante, tipo e pureza do surfactante e natureza da fase

hidrocarboneto. A seguir serão analisados alguns destes efeitos:

• Salinidade: Em geral, um incremento da salinidade da fase aquosa diminui a solubilidade do

surfactante iônico. O surfactante é afastado da salmoura quando sua concentração de eletrólito

aumenta. A Figura 2.14 mostra o efeito da salinidade em um sistema microemulsionado. Em

salinidades relativamente baixas, a solução se divide em uma microemulsão aquosa e um excesso

de óleo. Em altas salinidades, o sistema se separa em uma microemulsão oleosa e um excesso, mais

denso, da fase aquosa (salmoura). Em uma salinidade intermediária se forma uma região trifásica: a

solução se separa em microemulsão, fase água e fase óleo. Existe particular interesse nesta situação,

já que nela são usualmente encontradas tensões interfaciais ultrabaixas para água e óleo (Green &

Willhite, 1998). A Figura 2.15 apresenta um gráfico típico da solubilização de parâmetros em

função da salinidade. Os termos Vo/Vs e Vw/Vs representam o volume de óleo ou água na

microemulsão dividido pelo volume de surfactante na microemulsão.

Figura 2.14. Efeito da salinidade em um sistema microemulsionado (Green & Willhite, 1998).

Salinidade

Baixa Ótima Alta

Óleo

Microemulsão Água

Óleo

Microemulsão Microemulsão

Água



Figura 2.15. Solubilização de parâmetros como função da salinidade para uma solução com

surfactante aniônico e álcool (Green & Willhite, 1998).

• Temperatura: Um aumento na temperatura causa diminuição da solubilização de água e óleo

pela microemulsão à salinidade ótima, aumentando a IFT e deslocando a salinidade ótima de um

dado sistema para um valor mais alto (Green & Willhite, 1998).

• Concentração do surfactante: A Figura 2.16 ilustra o comportamento geral da IFT entre uma

solução com surfactante e a fase hidrocarboneto: a IFT decresce bruscamente enquanto a

concentração do surfactante aumenta, até que a CMC é alcançada. Após a CMC, aumentos na

concentração de surfactante causam poucas mudanças na IFT. Surfactante adicionado acima da

CMC contribui para a formação de micelas e não aumenta a concentração na interface água/óleo


Salinidade, % Nacl

Vo/

Vs o

u V

w/V

s

Solubilização Igual

Fase Baixa

Fase Alta Fase

Salinidade ótima

Média



Figura 2.16. Comportamento geral da IFT entre uma solução com surfactante e a fase

hidrocarboneto (Green & Willhite, 1998).

- Interações rocha/fluido

A perda de surfactante durante a injeção em um reservatório de petróleo é causada por pelo

menos três processos: precipitação na presença de íons divalentes, adsorção no meio poroso (Figura

2.17) e particionamento do surfactante na fase óleo. Estes mecanismos provocam a retenção do

surfactante no meio poroso e a deterioração da composição química do banco injetado, levando a

uma pobre eficiência de deslocamento. Dentre estes fatores, o principal responsável pela perda de

surfactante costuma ser a adsorção no meio poroso, que acontece principalmente devido à atração

eletroestática entre a superfície carregada da rocha e a parte polar da molécula do surfactante (Dang

et al., 2011; Green & Willhite, 1998).

Concentração de surfactante T

ensã

o in

terf

acia

l



Figura 2.17. Adsorção do surfactante na superfície da rocha reservatório (Dang et al., 2011).

A adsorção do surfactante em uma interface sólido/líquido é afetada por características

físico-químicas como pH, temperatura, concentração de eletrólitos e força iônica. Esta adsorção é,

em geral, muito maior que a do polímero e pode inviabilizar o processo ASP em determinados

reservatórios (Dang et al., 2011).

2.3.2 Álcali

Os altos custos dos sistemas com surfactante e o custo relativamente baixo dos agentes

alcalinos estimularam a análise da variação dos métodos de injeção micelar com a inserção do

álcali.

A injeção de substâncias alcalinas em reservatórios de petróleo tem como objetivo

incrementar o pH e promover a reação dos álcalis com os componentes ácidos presentes no óleo

cru, gerando surfactantes “in situ” . Para que esta reação ocorra é necessário que o óleo contenha

uma quantidade suficiente de componentes ácidos. Uma medida do potencial de um óleo cru para

formar surfactante é dada pelo número ácido, que é a quantidade de KOH, usualmente dada em mg,



requerida para neutralizar 1 g de petróleo ácido no óleo cru (Green & Willhite, 1998; Mohammadi;

Dekshad; Pope, 2008).

Os mecanismos de recuperação de óleo promovidos pelo álcali são:

� Redução da IFT: Com a geração de surfactante causada pela injeção do álcali, é possível

verificar uma redução da tensão interfacial entre as fases água e óleo. Um resultado típico pode ser

visualizado na Figura 2.18, onde a IFT é plotada como função da concentração de álcali. O valor

mínimo da IFT ocorre entre as concentrações de álcali de 0,05 a 0,10% (em massa), e seu valor é de

aproximadamente 0,01 dina/cm. Existe uma pequena diferença na redução da IFT entre os dois

tipos de álcalis utilizados (Green & Willhite, 1998).

A redução da IFT para a solução aquosa com álcali e óleo é função do tipo de óleo, da

salinidade da água, da concentração de álcali, do tipo do álcali e da dureza da água. A presença de

cálcio e magnésio tem um efeito adverso na redução da IFT, assim como a elevação da temperatura


Figura 2.18. Resultado típico da tensão interfacial de um óleo de 32 cP em água abrandada com 1%

de NaCl com os álcalis NaOH e Na4SiO4(Green & Willhite, 1998).

Ten

são

inte

rfac

ial,

dyn/

cm

Concentração, %



� Emulsão e arrastamento: resulta da redução da IFT e da formação de uma emulsão na qual o

óleo é arrastado. Se a emulsão é móvel, a saturação de óleo diminuirá e o óleo será movido através

do reservatório (Green & Willhite, 1998).

� Mudança de molhabilidade: a introdução de álcali em um reservatório pode causar a

mudança de molhabilidade, tanto de molhável a óleo para molhável a água quanto o contrário. A

mudança na molhabilidade e consequente reorganização dos fluidos dentro dos poros afetam a

permeabilidade relativa da fase óleo. Óleos residuais descontínuos podem ser reconectados e fluir.

Quando esta molhabilidade reversa acontece em conjunto com a redução da IFT, a saturação de

óleo residual pode diminuir significativamente (Green & Willhite, 1998).

� Emulsão e trapeamento: neste mecanismo a emulsão formada pela diminuição da IFT é

posteriormente trapeada nas gargantas de poro. Este efeito causa uma redução do fluxo nas zonas de

alta permeabilidade, resultando numa melhora da eficiência de varrido, já que o processo de

canalização da água é diminuído (Green & Willhite, 1998).

Em um deslocamento específico com substância alcalina, um ou mais destes diferentes

mecanismos podem dominar a eficiência de recuperação, dependendo da interação

álcali/fluido/rocha. (Green & Willhite, 1998)

- Interações rocha/fluido

Substâncias alcalinas, quando injetadas em um reservatório de petróleo, são consumidas

durante seu deslocamento: uma pequena parte é usada para formar surfactantes na reação com os

componentes ácidos do óleo cru, e grande parte é consumida através de trocas iônicas com as

argilas da rocha, reações com íons (principalmente em águas de maior dureza) e reações com os

minerais da rocha, resultando na dissolução destes (Green & Willhite, 1998).

A troca iônica com as argilas da rocha reservatório tem o mesmo efeito do processo de

adsorção e causa o atraso da chegada do produto químico no poço produtor. As reações são

relativamente rápidas e são reversíveis (Mohammadi; Dekshad; Pope, 2008).

As reações de dissolução e precipitação estão entre as mais importantes no fluxo alcalino.

Um exemplo é a formação de um sal insolúvel pela reação com íons tais como cálcio e magnésio,

como resultado da troca iônica com a superfície da rocha. Estas reações podem resultar em

significante perda de álcali por um longo período de tempo (Mohammadi; Dekshad; Pope, 2008).



- Problemas operacionais associados à injeção de álcali

Testes de campo envolvendo a injeção de álcali mostram um aumento dos níveis de

incrustação e corrosão nas facilidades de injeção e produção. Resultando, por exemplo, em um

maior número de operações de “workover” para manutenção de poços.

Durante o planejamento de um projeto de ASP deve-se avaliar o custo/benefício da injeção

do álcali considerando o aumento do custo de extração do petróleo e os riscos associados com

acidentes devido à vazamento de dutos. Pode-se avaliar a injeção de um álcali mais fraco ou mesmo

a retirada deste componente do projeto.

2.3.3 Sinergia do processo ASP

Os benefícios do processo ASP não estão ligados somente às propriedades do álcali, do

surfactante e do polímero considerados isoladamente. Quando injetados em conjunto, estes

componentes apresentam efeitos sinérgicos. Alguns destes efeitos são listados abaixo.

� A injeção do álcali aumenta o pH e reduz a adsorção do surfactante e do polímero, tornando

sua injeção mais eficiente e reduzindo o volume necessário a ser injetado. O álcali remove a alta

concentração de íons divalentes e evita a associação destes íons com o surfactante e o polímero

(Sheng, 2013).

� O álcali reage com o óleo cru gerando surfactante in situ, que possui baixa salinidade ótima,

enquanto o surfactante injetado possui uma salinidade ótima relativamente alta. A mistura do

surfactante injetado com o gerado possui uma maior faixa de salinidade para a qual a IFT é baixa

(Sheng, 2013).

� Emulsões melhoram a eficiência de varrido. O sabão e o surfactante produzem emulsões

estáveis, e o polímero presente no sistema pode ajudar a melhorar a estabilidade da emulsão devido

à sua alta viscosidade (Sheng, 2013).

2.3.4 Critérios de seleção de reservatórios

� Alguns parâmetros de reservatório podem ser críticos para aplicação do processo ASP. Nas

seções anteriores foram discutidos os parâmetros que influenciam individualmente os

componentes do sistema. Abaixo serão apresentados alguns critérios que, preferencialmente,



devem ser atendidos para a aplicação do processo ASP em um determinado reservatório.

Estes critérios levam em consideração as viabilidades técnica e econômica do projeto(Rosa;

Carvalho; Xavier, 2006).

� Viscosidade do óleo < 100 cP;

� Acidez do óleo> 0,1mg-KOH/g;

� ºAPI do óleo > 20;

� Saturação de óleo residual irredutível > 20%;

� Saturação de óleo no início do projeto > 35%;

� Salinidade da água de formação < 50000 ppm;

� Dureza (Ca++ e/ou Mg++) da água da formação < 1000 ppm;

� Razão de mobilidades água/óleo > 1;

� Temperatura do reservatório < 70ºC;

� Permeabilidade média do reservatório > 100 mD;

� Porosidade média do reservatório > 20%;

� Densidade de fratura < 0,3;

� Teor de argila na matriz da rocha < 5%;

� Ausência de capa de gás e aquífero natural (Rosa; Carvalho; Xavier, 2006).

2.4 Isotermas de adsorção

A adsorção é a acumulação preferencial de um ou mais componentes do sistema na camada

interfacial. A concentração na interface de uma substância adsorvida é diferente da sua

concentração no interior da fase. No processo de adsorção as moléculas presentes na fase fluida são

atraídas para a zona interfacial devido à existência de forças atrativas não compensadas na

superfície do adsorvente. Para compensar estas forças residuais, sólidos e líquidos retêm em suas

superfícies gases, vapores e substâncias dissolvidas (Freitas, 2005).

A substância com capacidade de reter quantidades significativas de outras substâncias na

superfície é chamada adsorvente, enquanto que a substância que é adsorvida é chamada de

adsorvato.

O método utilizado para avaliar o mecanismo de adsorção é o uso da isoterma de adsorção,

que é uma equação matemática que descreve a relação entre a quantidade de uma determinada



substância adsorvida e a quantidade remanescente da mesma substância na solução em equilíbrio

(Freitas, 2005).

As isotermas derivadas teórica ou empiricamente podem, frequentemente, ser representadas

por equações simples que relacionam diretamente o volume adsorvido em função da pressão e/ou

concentração do adsorvato. As mais comumente utilizadas por muitos autores no estudo de

adsorção são as de Langmuir e Freundlich (Freitas, 2005).

A isoterma de Langmuir, utilizada para modelar o consumo de álcali e a adsorção de

polímero e surfactante no modelo de reservatório deste trabalho, é o modelo de isoterma de

adsorção mais simples. A teoria assume que as forças que atuam na adsorção são similares em

natureza àquelas que envolvem combinações químicas (Freitas, 2005).

A isoterma de Langmuir é comumente apresentada como:

�

�=� � ⁄ !"

1 + !"(7)

Rearranjando para a forma linear, tem-se que:

1

� �⁄=

1

!(� � ⁄ )

1

"+

1

� � ⁄(8)

onde x é a massa de soluto adsorvida, m é a massa do adsorvente, C é a concentração do soluto no

equilíbrio, (� � ⁄ ) é a constante de Langmuir que representa a máxima adsorção possível e b é a

constante de Langmuir relacionada com a energia de adsorção.

2.5 Planejamento Experimental

O planejamento experimental, baseado em fundamentos estatísticos, é uma ferramenta

essencial no desenvolvimento de novos processos e no aprimoramento de processos em utilização.

Um planejamento adequado permite também a redução da variabilidade de resultados, a redução de

tempos de análise e dos custos envolvidos (Button, 2012).

O planejamento experimental consiste em um conjunto de ensaios nos quais alterações

propositais são feitas nas variáveis de entrada de um processo, de modo a possibilitar a observação



e a identificação das mudanças correspondentes na variável de resposta (ou de saída) (Barros Neto;

Scarminio; Bruns, 2007; Conceitos introdutórios – Planejamento de experimentos, 2014). Além de

dominar a metodologia estatística necessária para o planejamento e para a análise dos dados, o

pesquisador deve conhecer exatamente o que deseja estudar e o modo de obtenção dos dados, e

deve também ter uma estimativa qualitativa de como esses dados serão analisados (Button, 2012).

O primeiro passo no planejamento de um experimento é decidir quais são os fatores e as

respostas de interesse de um sistema. Os fatores, em geral, são variáveis que o experimentador tem

condições de controlar, e as respostas são as variáveis de saída do sistema nas quais se tem interesse

e que possivelmente serão afetadas por modificações provocadas nos fatores (Barros Neto;

Scarminio; Bruns, 2007).

Tendo-se identificado todos os fatores e respostas, o passo seguinte é definir o objetivo que

se pretende alcançar com os experimentos, para que posteriormente seja possível definir o

planejamento mais apropriado.

Dentre os diversos tipos de planejamento experimental, os sistemas de planejamento fatorial

se destacam, pois, ao contrário dos métodos univariados, permitem avaliar simultaneamente o efeito

de um grande número de variáveis a partir de um número reduzido de ensaios experimentais

(Button, 2012).

Para executar um planejamento fatorial, é necessário especificar os níveis de cada fator. Para

um planejamento fatorial completo devem-se realizar experimentos em todas as possíveis

combinações dos níveis dos fatores. Por exemplo: se houver n1 níveis do fator 1, n2 níveis do fator

2, ..., e nk níveis do fator k, o planejamento será um fatorial n1 x n2 x ... x nk, que é o número

mínimo para um planejamento fatorial completo. No planejamento experimental 2k, cada fator é

variado em pelo menos dois diferentes níveis e observa-se o resultado desta variação na resposta.

Para k fatores, um planejamento completo de dois níveis exige a realização de 2 x 2 x ... x 2 = 2k

ensaios diferentes. Esse é o tipo de planejamento mais simples (Barros Neto; Scarminio; Bruns,

2007).

Em um planejamento fatorial completo de dois níveis, o efeito principal de um fator pode

ser obtido pela diferença entre a resposta média no nível máximo (+) e a resposta média no nível

mínimo (-) desse fator, de acordo com a Equação (9). Para os casos em que o efeito de uma variável

depende do nível da outra (ou seja, casos em que existe interação entre as variáveis), o

planejamento fatorial de dois níveis calcula cada efeito como a diferença entre as duas médias.

Metade das observações contribui para uma das médias, e a metade restante aparece na outra média.

Os efeitos das interações podem ser calculados, portanto, com base na Equação 9 (Barros Neto;




'()*+, = ��(�) − ��(�) (9)

Para saber se o efeito de um fator ou de uma interação entre fatores é significativo, efetua-se

um teste de significância usando-se a distribuição t de Student conforme a Equação (10), onde Sefeito

é o desvio padrão do efeito e tν é o parâmetro da distribuição t. A razão entre o efeito e o desvio

padrão é chamada de efeito padronizado (Catonho, 2013).

'()*+,

./0/123≥ +5(10)

Para uma melhor visualização da significância, emprega-se normalmente o diagrama de

Pareto, uma ferramenta de análise utilizada na estatística que permite colocar os dados de forma

hierárquica, ajudando a identificar e avaliar os parâmetros e as interações mais significativas sobre

cada variável de resposta considerada em um processo (Catonho, 2013; Araújo, 2012).

No diagrama de Pareto, os efeitos cujos retângulos ultrapassarem a direita da linha divisória

(p = 0,05) são estatisticamente significativos, ao nível de 95% de confiança em relação aos demais.

Enquanto os efeitos positivos estão associados a um aumento da variável resposta, os efeitos

negativos indicam que um aumento naquele parâmetro reduz a variável resposta considerada

(Araújo, 2012).

No gráfico da Figura 2.19 é possível verificar um exemplo de diagrama de Pareto que

mostra o efeito das variáveis Soi, Por, µo e Kh sobre a variável de saída FR. O agrupamento de

duas variáveis, como “(2)µo_(4)Soi”, por exemplo, representa o efeito da interação entre elas.



Variável - FR (%) - 17 anos

p=.05

Efeito padronizado estimado

(1)Kh_(2)µo

(1)Kh_(4)Soi

(1)Kh_(3)Por

(1)Kh

(2)µo_(3)Por

(3)Por_(4)Soi

(2)µo_(4)Soi

(2)µo

(3)Por

(4)Soi

-.491228

.9312227

-1.40336

2.823805

3.10508

-4.9836

-7.13736

-13.6429

-15.1135

16.43754

Figura 2.19. Diagrama de Pareto – Planejamento fatorial 24 de um processo de injeção de solução

micelar. (Barillas et al., 2007)

Outra metodologia que tem sido utilizada com bastante sucesso na modelagem de processos

industriais é a superfície de resposta, que é uma técnica de otimização baseada em planejamentos

fatoriais, introduzida por G. E. P. Box nos anos 50 (Barros Neto; Scarminio; Bruns, 2007).

A metodologia da superfície de resposta tem duas etapas distintas: modelagem e

deslocamento, que são repetidas quantas vezes forem necessárias, com o objetivo de atingir uma

região ótima da superfície investigada. A modelagem normalmente é feita ajustando-se modelos

simples a respostas 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;


A Figura 2.20 apresenta um exemplo de uma superfície de resposta, na qual se pode

observar que a resposta (FR) é máxima na região vermelha mais escura, quando as duas variáveis

(kh e µo) têm seus valores máximos.



Figura 2.20. Superfície de resposta – interação entre kh e µo – planejamento fatorial 24 de um

processo de injeção de solução micelar (Barillas et al., 2007).

Capítulo 3

Estado da arte

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 3: Estado da Arte


3 Estado da Arte

Neste capítulo é apresentado um breve histórico dos processos de injeção de polímero e da

solução ASP, bem como a descrição de casos de aplicação dos métodos, tanto em simulações

numéricas como em escala de campo.

3.1 Polímeros

Os primeiros pilotos de adição de polímero à água de injeção foram reportados por Detling

(1944 apud Sandiford, 1964). Detling obteve uma patente relacionada ao uso de aditivos com o

objetivo de aumentar a viscosidade da água de injeção e, consequentemente, melhorar a razão de

mobilidades água/óleo.

Pye (1964) e Sandiford (1964) publicaram estudos sobre a adição à agua de injeção de

pequenas concentrações de polímeros solúveis contendo acrilamida, com o objetivo de melhorar a

razão de mobilidades água/óleo. Em ambos os trabalhos, os dados de laboratório e testes de campo

mostraram que a injeção de polímero resultou em uma melhor eficiência de deslocamento e um

maior fator de recuperação de óleo.

Durante as décadas de 60 e 70, alguns trabalhos (Mungan; Smith; Thompson, 1966,

Gogarty, 1967 e Sloat; Fitch; Taylor, 1972) foram publicados sustentando e estendendo as

informações apresentadas por Pye e Sandiford. Em 1978, Chang publicou um artigo fazendo uma

revisão sobre o desenvolvimento do processo de injeção de polímero e mostrando os resultados

obtidos em campo. Neste momento, propriedades importantes do fluxo de polímeros em

reservatórios de petróleo já eram discutidas, como: redução de permeabilidade, volume poroso

inacessível, degradação por cisalhamento e retenção. Os resultados de campo mostravam que em 7

dos 12 casos estudados o polímero tinha sido aplicado com sucesso. As possíveis razões levantadas

para casos de insucesso foram: baixa saturação de óleo móvel, alta viscosidade do óleo, utilização

de quantidade insuficiente de polímero, alta salinidade da água, aquífero de fundo incontrolável,

canalização severa, manipulação indevida do polímero na superfície ou problemas de injetividade.

Needham & Doe (1987) fizeram uma revisão das aplicações de injeção de polímero na qual

relataram a existência de 27 projetos pilotos até aquele momento, sendo que em North Burbank



Unit Block o piloto havia sido expandido para escala comercial. Apenas 3 casos injetavam

biopolímero; todos os demais injetavam poliacrilamida com água relativamente doce. Dos 27

projetos, 23 eram essencialmente para recuperação secundária, com razão água/óleo de produção

menor que 10. Nestes casos, o processo de injeção de polímero foi responsável por uma

recuperação média de 8% do óleo original in place, com uma quantidade aproximada de polímero

injetado de 0,011 kg/m³ de reservatório. Para os demais 4 projetos, o processo de recuperação teve

início em estágios mais avançados de produção dos campos, com razões água/óleo entre 30 e 100.

Um dos projetos foi falho e os outros três produziram uma média de 1,8% do óleo original in place,

injetando uma quantidade de polímero de aproximadamente 0,018 kg/m³ de reservatório.

Um levantamento feito por Manrique et al. (2010) sobre métodos de EOR, relata que o pico

histórico dos métodos químicos ocorreu nos anos 80, sendo que a injeção de polímeros era o

método mais importante. Durante os anos 90, a produção de óleo com uso métodos químicos foi

muito pequena em todo o mundo, exceto na China. Baseado em dados de Moritis (2008 apud

Manrique et al., 2010), Manrique et al. relatam que há projetos de injeção de polímero em curso na

China (20 projetos aproximadamente), Argentina, Canadá, Índia e Estados Unidos. Outros países

que haviam documentado projetos de injeção de polímero foram o Brasil, Omã e Argentina. E havia

planos para implantação de novos projetos na Áustria, Argentina, Brasil, Canadá e Alemanha.

Segundo Manrique et al., esta lista de projetos em curso e planejados para injeção de polímeros

fornece uma amostra representativa das experiências de campo que validam o potencial da injeção

de polímeros na recuperação de óleo.

Um levantamento de algumas experiências/estudos de injeção de polímero em campo é

realizado a seguir:

- Canto do Amaro, Carmópolis e Buracica (Brasil): Melo et al. (2002), Melo et al. (2005)

e Silva et al. (2007) descrevem as experiências da Petrobras com o processo de injeção de

polímeros no Brasil. Foi relatada a implantação de três projetos piloto de injeção de polímero, nos

campos de Canto do Amaro, Carmópolis e Buracica, todos campos terrestres localizados na região

Nordeste do Brasil. O principal objetivo da Petrobras com a implantação dos pilotos era a aquisição

de conhecimento prático para uma possível futura expansão para outros reservatórios, e até mesmo

para campos marítimos. Os projetos de Canto do Amaro e Carmópolis, apesar do pequeno volume

de polímero injetado (aproximadamente 0,1 e 0,16 volumes porosos, respectivamente), tiveram

níveis de fator de resistência residuais considerados bons pela literatura e apresentaram um

incremento na produção de óleo. No projeto de Buracica, após uma injeção acumulada de 1,1

volume poroso, o volume de óleo incremental obtido (isto é, comparado com o que seria recuperado



apenas pela injeção de água) corresponde a 2,8% do óleo existente na área do piloto. As causas para

o resultado insatisfatório do projeto foram a alta saturação de água no reservatório no início do

projeto e a possível degradação do polímero, causada pela alta salinidade da água da formação.

- Daqing (China): O campo de Daqing está situado na Província de Helliongjiang, região

nordeste da China. Compreende reservatórios areníticos bastante heterogêneos, estando associados

a um grande sistema flúvio-deltaico avançando sobre um lago num contexto de bacia interior. O

reservatório está a uma profundidade de cerca de 1000 m, com uma temperatura de 45 °C. A

viscosidade do óleo na temperatura do reservatório varia de 6 a 9 cP e a salinidade da água da

formação varia de 0,3 a 0,7%. O coeficiente Dykstra-Parsons de variação de permeabilidade está

entre 0,4 e 0,7. A razão de mobilidades durante a injeção de água era de 9,4, o que pode ter levado a

severas canalizações. Por este motivo, o campo possui uma saturação de óleo relativamente alta

após a injeção de água (Dong et al, 2008).

O primeiro projeto piloto no campo de Daqing, com 1 poço injetor, teve início em 1972.

Durante a década de 80 foi desenvolvido um piloto maior na área central do campo. Com o

resultado favorável destes pilotos, no ano de 1996 foi implantado um grande projeto de injeção de

polímeros no campo (Dong et al, 2008).

Segundo Dong et al. (2008), os estudos e projetos piloto realizados no mundo sobre injeção

de polímero entre as década de 60 e 80 mostraram que, quando se utilizavam polímeros de baixa

massa molar e bancos de injeção de pequeno tamanho, obtinham-se recuperações incrementais (em

relação à injeção de água) de somente 2% a 5% do óleo original in place. Com base nestes dados e

nos resultados de laboratório, concluiu-se que Daqing teria condições favoráveis à injeção de

polímeros se o processo utilizasse um polímero com maior massa molecular e bancos de injeção de

maiores tamanhos.

Para as principais zonas alvo do projeto, o espaçamento entre poços foi calculado de modo a

estar entre 50 e 250 m em um padrão 5-spot. A viscosidade da solução polimérica injetada foi

projetada para 40 cP (50 cP para áreas mais heterogêneas). Polímeros com massa molar de 12 a 38

MM g/mol foram necessários devido a diferentes condições de reservatório. O volume ótimo de

injeção variou entre 0,64 e 0,7 volume poroso, dependendo do corte de água (92-94%) nas

diferentes unidades de fluxo. A concentração de polímero média foi projetada para

aproximadamente 1000 ppm, sendo utilizada a concentração de 2000 ppm ou mais em uma estação

específica. As vazões de injeção são menores do que 0,14-0,20 volume poroso/ano, dependendo do

espaçamento entre poços (Dong et al, 2008).



Ao final de 2007, a produção de óleo devida à injeção de polímero foi de mais de 73 milhões

de barris por ano. O fator de recuperação final do campo avançou para mais de 50% do óleo

original in place (OOIP), 10% a 12% OOIP a mais do que a recuperação que teria ocorrido somente

com injeção de água (Dong et al, 2008).

- Major Brown (Omã) : O campo de Major Brown está localizado na parte oriental da bacia

salífera no sul de Omã, estando estruturado sobre um anticlinal de 14 km de comprimento por 8 km

de largura. Compreende reservatórios areníticos, com profundidades variando de 550 a 675 m

abaixo do nível do mar. O principal reservatório, onde foi implantado o projeto de injeção de

polímero, possui porosidade entre 25% e 30% e permeabilidade variando entre 100 mD e 2 D, óleo

com 22 °API e uma viscosidade de 90 cP. Não possui aquífero de fundo atuante, mas existem

aquíferos nas bordas sudeste e norte do flanco, com manutenção moderada de pressão. A água da

formação possui baixa salinidade e a temperatura do reservatório é considerada moderada (Thakuria

et al, 2013).

O primeiro projeto piloto de polímero foi implantado entre os anos 1988 e 1989. Utilizou

um padrão five spot invertido, injetando poliacrilamida hidrolisada. Foi projetado para injetar um

volume poroso em um ano. O banco de injeção foi projetado para atingir uma razão de mobilidades

de aproximadamente 2,5. A injeção no reservatório mostrou baixa tendência de retenção e

plugueamento devido à alta permeabilidade. O piloto mostrou bons resultados com um volume de

óleo incremental encorajador; entretanto, uma implementação em nível de campo não foi possível

naquela época devido ao baixo preço de venda do óleo (Thakuria et al, 2013).

Em 1999 se iniciou a injeção de água no campo. Entretanto, o alto grau de heterogeneidades

geológicas e a presença de falhas e fraturas foram considerados empecilhos para o seu sucesso. O

fator de recuperação esperado com a injeção de água era de 27% (Thakuria et al, 2013).

Em 2010 iniciou-se a injeção de polímero em escala de comercial, com uma expectativa de

incremento no fator de recuperação de 10%. Foram utilizados 27 poços injetores, sendo três deles

horizontais. Foi projetada a injeção de um banco com 15 cP continuamente por 25 anos, sendo que

126 poços produtores deveriam ser influenciados por esta injeção. Após três anos de injeção, foi

observada uma redução do corte de água entre 2% e 30% na produção dos poços. Em geral, os

poços verticais mostraram um melhor deslocamento do óleo pelo polímero e respostas mais rápidas

que os poços horizontais. O desempenho do projeto, em termos de ganho de óleo e eficiência da

injeção polímero, está de acordo com o esperado (Thakuria et al, 2013).



- Cañadon Perdido (Argentina): O campo de Cañadon Perdido está localizado no nordeste

da província de Chubut, na Argentina. São reservatórios areníticos apresentando intercalações de

siltitos e argilitos, estando associados a sistemas fluviais. Está a cerca de 900 m de profundidade, a

uma temperatura menor que 60 °C; a salinidade da água de formação é de 12% e o óleo tem 22

°API e 100 cP nas condições de reservatório. O campo tem um histórico de cinquenta anos de

produção primária com um fator de recuperação de aproximadamente 15% do OOIP. Recentemente

a injeção de água foi implantada; entretanto, a água injetada rapidamente chega aos poços

produtores, e a produção de óleo se dá com altos cortes de água. A recuperação proporcionada por

este método após dez anos deve chegar a 13% do óleo in place disponível no início de sua

aplicação. Lemouzy et al. (2000) realizou um estudo para desenvolvimento de um projeto piloto de

injeção de polímero em uma área com cinco poços em padrão five spot, com uma distância de 150

m entre o injetor e os produtores. Foram estudados diversos tipos de polímero, com bancos de

diferentes tamanhos e concentrações. O melhor resultado encontrado foi com a injeção de

poliacrilamida parcialmente hidrolisada, em um banco de 0,4 volume poroso e 1500 ppm de

concentração. O fator de recuperação adicional em relação à injeção de água foi de 14%, chegando

a um total de 42% do óleo in place original. A eficiência do processo é de aproximadamente 1 bbl

(0,16m³) adicional de óleo por kg de polímero, o que torna o uso do método atrativo para o campo

de Cañadon Perdido (Lemouzy et al, 2000).

3.2 Processo ASP

O conceito de combinar surfactantes e álcalis para aplicação em métodos de EOR foi

inicialmente proposto por Reisberg e Doscher (1956 apud Martin; Oxley; Lim, 1985). Baixas

concentrações (~0,5%) de um surfactante não iônico misturados com 1% a 2% de hidróxido de

sódio levaram à produção de óleo adicional de pacotes de areia e amostras consolidadas do

reservatório em testes de laboratório. Concentrações de surfactante tão baixas quanto 0,02% em

0,5% de NaOH foram efetivas no deslocamento do óleo do reservatório avaliado (óleo cru da

Califórnia). Entretanto, em 1958, Taber observou que devido à alta adsorção do surfactante, baixas

concentrações não são facilmente propagadas em um reservatório, de modo que são necessárias

altas concentrações para que o surfactante avance a uma taxa satisfatória em comparação com a

injeção de água.

O artigo publicado por Nelson et al. (1984) foi o primeiro a descrever os benefícios da

combinação de álcalis com surfactantes e demonstrar o efeito da geração “in-situ” do surfactante,



referido como sabão, a partir do álcali injetado. O autor mostra que muitos óleos em reservatórios

candidatos a injeção de álcali produzem sua mais baixa IFT a muito baixas concentrações de álcali;

entretanto, com soluções alcalinas tão diluídas, o consumo do álcali pela rocha torna a propagação

através do reservatório proibitivamente lenta. O dilema de escolher entre maiores eficiências de

deslocamento (menores tensões interfaciais) e uma taxa de deslocamento satisfatória foi resolvido

pelo autor com a adição de surfactantes ao álcali. Baixas concentrações do surfactante adequado

aumentam a concentração de eletrólitos requerida para que a mínima tensão interfacial seja atingida

a concentrações de álcali altas o suficiente para um deslocamento satisfatório do banco. O autor

mostra ainda que podem ser obtidos melhores fatores de recuperação do óleo quando o polímero é

adicionado ao sistema álcali/surfactante como controlador de mobilidade.

Martin; Oxley; Lim (1985) apresentaram resultados de um estudo de laboratório no qual foi

avaliado o efeito da aplicação de diferentes álcalis em uma mistura de surfactante (sulfonato de

petróleo sintético), salmoura e óleo (com pequena quantidade de ácido orgânico). Os resultados

mostraram que a presença de qualquer dos álcalis avaliados levou à queda da salinidade ótima do

surfactante. Foi encontrada uma relação linear entre a salinidade ótima e os íons de sódio presentes

no álcali. Os autores concluíram que o álcali afeta o comportamento de fase do surfactante porque

provê uma fonte adicional de eletrólitos catiônicos.

Sheng (2013) realizou uma revisão na literatura sobre as questões relacionadas com o

processo ASP. O autor, baseado na literatura revisada, apresentou dados sobre critérios de seleção

de campos para aplicação do processo ASP, trabalhos de laboratório e de simulação numérica

necessários antes da aplicação de um projeto e apresentou um sumário das principais aplicações de

campo do processo ao redor do mundo. Os dados apresentados estão baseados em 21 projetos

reportados na literatura, sendo que 12 deles foram implantados no China, 6 nos Estados Unidos, 2

na Índia e 1 na Venezuela. Todos os projetos foram implantados em campos produtores terrestres,

com exceção do projeto da Venezuela, implantado no campo de Langomar, no Lago Maracaibo. Os

projetos reportados foram realizados em reservatórios areníticos. Sobre o esquema de injeção e a

quantidade de produtos químicos injetados, o autor reporta que o processo ASP típico tem sido

realizado em três bancos: pré-banco, banco principal e pós-banco. A função do pré-banco é injetar

polímero para correção do perfil de injeção; algumas vezes uma solução alcalina é injetada como

um pré-banco. O volume médio do pré-banco injetado foi de 9,7% do volume poroso e a média da

concentração de polímero, em percentual de massa, foi 1450 ppm. O banco principal consiste de

álcali-surfactante-polímero. As concentrações médias destes componentes (em percentual de massa)

foram, respectivamente, 1,25%, 0,27% e 0,135% (1350 ppm) e o tamanho médio do banco foi

30,8% do volume poroso. Geralmente é injetado um pós-banco de polímero, com o objetivo de



evitar a canalização da água através do banco principal. O tamanho médio do pós-banco injetado foi

de 24,2% do volume poroso e a concentração média de polímero foi de 800 ppm. Comparando os

resultados obtidos com o processo ASP nos campos estudados com o resultado caso fosse mantida a

injeção de água, o autor verificou que o fator de recuperação incremental médio foi de 21,8% do

OOIP, e o decréscimo médio no corte de água produzida foi de 18% do OOIP.

Um levantamento de algumas experiências de campo na aplicação do processo ASP é

realizado a seguir:

- West Kiehl (EUA): Meyer; Pitts; Wyatt (1992) relataram uma das primeiras experiências

da aplicação prática do processo ASP no campo de West Kiehl. O campo de West Kiehl foi

descoberto em agosto de 1985 e em setembro de 1987 iniciou um esquema de injeção. O planejado

era de injetar um banco de 25% do volume poroso de álcali, surfactante e polímero seguido de um

banco de 25% do volume poroso de solução polimérica, após o qual haveria injeção de água. O

banco da solução ASP consistia de 0,8% de carbonato de sódio, 0,1% de PetrostepB-100

(surfactante) e 1050 ppm de Pusher 700 (polímero). Na prática, o banco injetado de ASP

correspondeu a 37% do volume poroso e, até novembro de 1991, havia sido injetado um volume de

solução polimérica correspondente a 8% do volume poroso. O fator de recuperação final previsto

para West Kiehl era de 60,6% com uma saturação de óleo residual de 27,2%, enquanto o fator de

recuperação calculado para um cenário apenas com produção primária e injeção de água era de

39,9%, com uma saturação de óleo residual de 41,5%. Em termos econômicos, os resultados

obtidos até aquela data indicavam também que o projeto seria bem sucedido.

- Lawrence Field (EUA): Os resultados de um projeto piloto do processo ASP, como

método de recuperação terciária no campo de Lawrence, foram reportados por Sharma et al. (2013).

O campo de Lawrence foi descoberto em 1901 e, como resultado das perfurações “in-fill” e de

cerca de 50 anos de injeção de água, o corte de água produzida no campo chegou a 99%, sugerindo

que a saturação de óleo residual havia sido atingida. Em agosto de 2010 iniciou-se a injeção do

banco ASP e em dezembro de 2010 a injeção de uma solução polimérica. O volume injetado do

banco ASP foi de 25% do volume poroso, enquanto o banco da solução polimérica totalizava 1,0

volume poroso em fevereiro de 2012. A injeção, tanto do banco ASP quanto do polímero, se deu

através de 12 poços injetores com vazões de injeção mantidas em 1500 bpd (238,5 m³/d), enquanto

a produção se deu em 6 poços produtores sem restrição de vazão. Observou-se uma queda na vazão

dos poços produtores em conjunto com um aumento no corte de óleo de 1% para 12% (valores

médios dos seis poços produtores). O pico de produção de óleo devido à recuperação terciária foi



mais de cinco vezes superior à produção esperada para a injeção de água. Claramente o óleo

residual foi movido e recuperado devido ao processo ASP.

- Jhalora Field (India): O campo de Jhalora, descoberto em 1967, possui três reservatórios

principais com características diferentes. O reservatório K-IV possui óleo com viscosidade de 30 a

50 cP, permeabilidade entre 1,7 e 8,7 Darcy e um número ácido do óleo cru bastante alto. O corte

de água está entre 80 e 85%. A maturidade e a heterogeneidade deste reservatório, juntamente com

a razão de mobilidades desfavorável, levaram à sua escolha para a implantação de um projeto piloto

do processo ASP em 2010. Os estudos de simulação numérica e de laboratório apontaram o “five-

spot” invertido, com um poço injetor e quatro poços produtores, como o melhor esquema para a

implantação do projeto. Os estudos de laboratório previram uma eficiência de deslocamento

adicional de 23% do OOIP. A injeção prevista envolvia um banco de ASP de 30% do volume

poroso, seguido de um banco de solução polimérica também com 30% do volume poroso e um

banco final de água de 40% do volume poroso.

Os resultados iniciais do piloto de ASP são encorajadores. Redução do corte de água e

aumento na produção de óleo são observados nos poços produtores. O desempenho do projeto

piloto está acontecendo conforme previsto, com uma produção de óleo adicional de 4700 bpd

(747,22 m³/d) depois da injeção de um banco de ASP de aproximadamente 17% do volume poroso

(Jain; Dhawan; Misra, 2012).

- Daqing (China): Zhu et al. (2012) fizeram um revisão da aplicação do processo ASP no

Campo de Daqing. Desde 1994, cinco projetos piloto do processo ASP foram desenvolvidos em

diferentes regiões do campo com um fator de recuperação incremental de 20% em comparação com

a injeção de água. O espaçamento entre poços adotado nestes projetos estava entre 50 e 250 m em

padrões de injeção “five-spot”. A espessura dos reservatórios estava entre 5,8 e 15 m e a

permeabilidade efetiva entre 0,157 e 0,858 (µm)² (159,08 e 869,37 mD). Após o sucesso obtido nos

projetos piloto, desde o ano de 2000 decidiu-se expandir quatro deles para uma escala maior. O

espaçamento entre poços nestes casos ficou entre 125 e 250 m, também em padrões “five-spots”; a

espessura dos reservatórios estava entre 6,6 e 10 m com permeabilidades efetivas entre 0,533 e

0,867 (µm)² (540,06 e 878,49 mD). O fator de recuperação incremental médio para os quatro casos

foi calculado em 19,6%. Com o progresso dos testes realizados em campo, em 2007 iniciou-se a

implantação de quatro projetos em escala comercial, cada um deles contando com cerca de 225

poços entre produtores e injetores. O espaçamento entre poços adotado ficou entre 141 e 175 m.



Análises dos resultados de campo mostraram que os fatores principais que levaram ao

sucesso dos testes foram: bom desempenho dos agentes de deslocamento de óleo; bom controle do

perfil de injetividade e da capacidade de deslocamento do óleo; bom espaçamento entre poços e

padrão de injeção. Os problemas ocorridos nos teste de campo envolveram principalmente dois

aspectos: incrustação e corrosão causadas pelo álcali, que danificava mais rapidamente os sistemas

de elevação artificial dos poços, e a forte emulsificação, que resultava em dificuldades na etapa de

tratamento dos fluidos. O atual desenvolvimento da combinação química para injeção evoluiu para

a substituição do álcali forte para uma composição com álcali fraco ou até mesmo para uma

combinação sem álcali.

Capítulo 4

Materiais e métodos

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 4: Materiais e métodos


4 Materiais e métodos

Neste capítulo são apresentadas as ferramentas computacionais utilizadas no

desenvolvimento e análise do trabalho, bem como são descritos os dados de entrada para montagem

do modelo de reservatório e os parâmetros operacionais para a simulação de fluxo dos processos de

injeção de polímero e ASP. É apresentada também a metodologia empregada para o

desenvolvimento do estudo.

4.1 Ferramentas computacionais

Neste estudo foram utilizados aplicativos desenvolvidos pela CMG (Computer Modelling

Group) voltados para a simulação de fluxo de reservatórios.

Para a caracterização do fluido utilizou-se o aplicativo WinProp, versão 2012.11, que tem

como objetivo modelar o comportamento das fases e as propriedades dos fluidos do reservatório,

atuando no ajuste da equação de estado para representar experimentos de laboratório e gerar

descrições de propriedades dos fluidos adequadas para uso nos simuladores de fluxo (Computer

Modelling Group Ltd, 2012).

A montagem do modelo de simulação foi realizada utilizando-se o pré-processador Builder,

versão 2013.10. O Builder permite incluir todos os dados de entrada necessários a uma simulação

numérica de reservatórios: criação ou importação do “Grid” e suas propriedades, localização e

importação dos poços e seus dados, importação dos modelos de fluido, entrada dos dados da

interação rocha fluido e condições iniciais de operação. É utilizado também para edição,

visualização e na geração do arquivo de entrada (.dat) dos modelos de simulação de reservatórios

para todos os simuladores de fluxo desenvolvidos pela CMG (Computer Modelling Group Ltd,

2012).

A simulação de fluxo foi realizada através do STARS (Steam, Thermal and Advanced

Process Reservoir Simulation) que é um simulador de fluxo pseudo-composicional, utilizado na

modelagem de processos de recuperação que compreendem métodos térmicos, químicos (incluindo

injeção de álcali, surfactante e polímero) e/ou que envolvem transporte e deposição de sólidos e

efeitos geomecânicos. Este simulador foi escolhido por permitir a modelagem e simulação dos



processos de injeção de polímero, álcali e surfactante em reservatórios de petróleo. Especialmente

os processos de que atuam com a redução de tensão interfacial (injeção de álcali e surfactante), que

não são modelados simuladores do tipo black oil. Neste estudo as simulações foram realizadas

utilizando-se a versão 2013.10.

Para realizar rodadas de simulação automáticas, com múltiplas combinações dos parâmetros

de entrada e observando-se as variações no fator de recuperação do modelo, utilizou-se o CMOST

versão 2012.20. Esse módulo se aplica nas diversas etapas que compõem um estudo de reservatório,

tais como análise de sensibilidade, ajuste de histórico, otimização e análise de incertezas.

Para a análise dos resultados de simulação utilizou-se o pós-processador Results, versão

2013.10, que é um aplicativo composto por três módulos: 3D, Graph e Report, que são utilizados na

construção de gráficos e tabelas e nas visualizações 2D e 3D dos resultados das rodadas de

simulação.

A análise da influência dos parâmetros selecionados sobre o fator de recuperação dos

reservatórios em estudo foi realizado através do programa STATISTICA versão 12 da empresa

StatSoft. O STATISTICA é uma ferramenta abrangente para análise de dados, gráficos, base de

dados de gestão e desenvolvimento de aplicações personalizadas, e tem sido usado em processos de

mineração de dados, negócios, ciências sociais, investigação biomédica e engenharia. Através da

inserção de variáveis independentes e dependentes, o programa calcula um diagrama de Pareto e

superfícies de resposta, mostrando as variáveis que influenciam no processo e em que cenários

obtêm-se os melhores resultados para uma variável estudada ou para interações entre variáveis

(Statsoft, 2015).

4.2 Modelo de Reservatório

Para um melhor entendimento dos parâmetros associados aos métodos de recuperação

empregados (injeção de água, injeção de polímero ou ASP), optou-se pelo uso de um modelo de

reservatório homogêneo. O modelo está baseado em um campo do Nordeste Brasileiro que se

encontra em uma fase avançada de produção, tendo sido submetido a 3 anos de produção primária e

20 anos de injeção de água.



4.2.1 Descrição do reservatório

O modelo de reservatório selecionado tem dimensões de 420 m x 420 m, profundidade do topo

a 450 m e espessura de 6 m, sendo que o contato óleo/água está na profundidade de 455,5 m e existe

um aquífero lateral atuante na borda nordeste do reservatório, abaixo do contato óleo/água. A

configuração dos poços segue o padrão nine-spot invertido, com espaçamento entre poços de 204

m. Conforme pode ser visualizado na Figura 1, o modelo compreende uma malha completa de

injeção.

Figura 4.1. Modelo de reservatório com a saturação inicial de água e disposição dos poços na

malha nine-spot invertida



Para a análise da injeção de polímero e da solução ASP, inicialmente o modelo foi submetido a

3 anos de produção primária e a 20 anos de injeção de água.

O estudo da etapa inicial, que engloba a produção primária e a injeção de água, foi realizado

utilizando o CMOST da CMG através da análise de sensibilidade dos efeitos da variação de seis

parâmetros de reservatório e um parâmetro operacional da injeção de água sobre o fator de

recuperação (FR). Os parâmetros de reservatórios considerados foram: permeabilidade absoluta

horizontal, permeabilidade absoluta vertical, porosidade, tamanho do aquífero, expoente e ponto

terminal da curva de permeabilidade relativa ao óleo. Os parâmetros de porosidade e

permeabilidade absoluta horizontal são dependentes, assim como o expoente e o ponto terminal da

curva de permeabilidade relativa ao óleo. Os parâmetros de reservatório avaliados nesta análise de

sensibilidade possuem incertezas envolvidas na obtenção do seus valores e grande variabilidade

lateral no campo que serviu de modelo para este estudo. Esta análise objetiva a representação destas

diferentes realidades do campo. O parâmetro operacional avaliado foi a vazão de injeção de água

(em percentual de volumes porosos com óleo), este parâmetro também possui variações ao longo do

campo usado como base para este estudo.

A Tabela 4.1 resume as principais características do reservatório e do aquífero para o modelo

base adotado, enquanto a Tabela 4.2 mostra os parâmetros avaliados na análise de sensibilidade

com seus níveis. O nível (-1) corresponde aos valores de mínimo, (0) aos valores intermediários e

(+1) para os valores de máximo. Os parâmetros de reservatório foram avaliados em dois níveis e o

parâmetro operacional em três níveis. Para viabilizar a elaboração de análises sem o risco

negligência de resultados importantes, optou-se pelo planejamento fatorial completo, sendo

executadas, portanto, 48 simulações. Os resultados obtidos na análise de sensibilidade do processo

de injeção de água são apresentados no Apêndice A.



Tabela 4.1. Características do reservatório e do aquífero para o modelo base adotado

Propriedade Valor

Reservatório

Porosidade (%) 28,7

Compressibilidade da rocha ((kgf/cm2)-1) 3,46.10-5

Permeabilidade horizontal – kh (mD) 250

Permeabilidade vertical – kv (mD) 25

Temperatura do reservatório – Tres (°C) 50

Aquífero

Porosidade (%) 28,7

Permeabilidade (mD) 250

Espessura (m) 0,5

reD (re/ro) 1,5

Ângulo (fração) 1,0

Viscosidade da água – µw (cP) 1,0

Compressibilidade total ((kgf/cm2)-1) 3,46.10-5

Método para cálculo do influxo Carter-Tracy

Tabela 4.2. Fatores e níveis analisados no processo de injeção de água.

Níveis

Parâmetros -1 0 +1

Porosidade (%) 21 28,7

Kh (mD) 50 250

Razão Kv/Kh (%) 10 15

Aquifero reD (re/ro) 1,5 100

Vazão de injeção (% vol. porosos com óleo/ano) 5 7,5 10

Kro (Swi) – curva da permeabilidade relativa ao óleo 0,7 0,8

no – curva da permeabilidade relativa ao óleo 2,5 3,5



Ao final do estudo do processo de injeção de água, com as diversas configurações

disponíveis do reservatório podendo ser consideradas maduras, em avançado estágio da injeção de

água, foram selecionadas três delas para serem submetidos à análise dos processos de injeção de

polímero e solução ASP. O critério de escolha dos modelos foi o fator de recuperação obtido: os

três modelos foram considerados representativos de um fator de recuperação mínimo, intermediário

e máximo.

A Tabela 4.3 mostra os três reservatórios selecionados, com os valores das características

analisadas e fator de recuperação obtido após a injeção de água.

Para efeito de simplificação do texto, a partir desse momento os Casos 16, 36 e 42 serão

referenciados como Reservatório 1 (RES 1) (correspondente ao fator de recuperação intermediário),

Reservatório 2 (RES 2) (correspondente ao fator de recuperação mínimo) e Reservatório 3 (RES 3)

(correspondente ao fator de recuperação máximo), respectivamente.

Tabela 4.3. Reservatórios selecionados para o estudo da injeção de polímero e solução ASP

RES Caso Kh

(mD)

Relação

Kv/Kh

(%)

ϕ K ro no Aquífero

reD (re/ro)

Qinj

(% VP/ano)

FR

(%)

Ano 23

RES 1 Caso 16 250 10 0,287 0,8 2,5 1,5 7,5 47,09

RES 2 Caso 36 50 10 0,210 0,7 3,5 100 5,0 32,76

RES 3 Caso 42 250 15 0,287 0,8 2,5 100 10,0 50,87

Os modelos dos RES 1 e RES 3 são caracterizados por terem uma melhor permoporosidade

(porosidade de 28,7% e permeabilidade de 250 mD), com curvas de permeabilidade relativa

semelhantes. O RES 3 possui uma permeabilidade vertical melhor que o RES 1 e está sujeito a um

aquífero infinito abaixo do contato óleo/água em sua borda nordeste, enquanto o RES 1 está sujeito

a um aquífero pequeno com ReD = 1,5. Durante o processo de injeção de água (período de 3 a 23

anos desde o início da produção do campo) estes reservatórios receberam cotas diferentes de

injeção: o RES 3 foi submetido a uma cota de 10% do volume poroso com óleo/ano e o RES 1 a

uma cota de 7,5% do volume poroso com óleo/ano. Os modelos dos RES 1 e 3 obtiveram,



respectivamente, fatores de recuperação de 47,09% e 50,87% ao final do processo de injeção de

água.

O modelo do RES 2 possui condições permoporosas piores (porosidade de 21% e

permeabilidade de 50 mD), e sua curva de permeabilidade relativa ao óleo também é pior que a dos

reservatórios anteriormente descritos. Está sujeito a um aquífero infinito abaixo do contato

óleo/água em sua borda nordeste. Durante a fase de injeção de água, estava previsto injetar um

volume correspondente a 5% do volume poroso com óleo/ano. Entretanto, o reservatório não

apresentou a injetividade suficiente, e somente 3,5% do volume poroso com óleo/ano foi injetado.

O modelo do RES 2 obteve um fator de recuperação de 36,8% ao final da injeção de água.

As saturações de óleo médias no ano 23 (final da injeção de água) para os RES 1, 2 e 3 são

de 34,6%, 43,5% e 31,7%, respectivamente. A maior saturação de óleo ao final da injeção de água

no RES 2 se justifica pelas condições permoporosas e curva de permeabilidade relativa ao óleo

piores que as dos outros dois casos. Apesar dos RES 2 e 3 estarem sob a atuação de aquíferos

infinitos, os volumes de influxo de água do aquífero foram bastante diferentes para os dois casos:

9,8x104 m³ para o RES 2, e 1,30x106 m³ para o RES 3. Essa diferença se deve às condições

permoporosas diferentes dos reservatórios. Para o RES 3, a atuação mais intensa do aquífero, a

maior permeabilidade vertical e a maior vazão de injeção fizeram com que a área lavada fosse

maior, com consequente diminuição da saturação de óleo ao final do processo de injeção de água. O

maior influxo de água do aquífero contribuiu para o deslocamento mais eficiente do óleo

principalmente na base do reservatório. As Figuras 4.2, 4.3 e 4.4 mostram o mapa da saturação de

óleo ao final do processo de injeção de água para os três reservatórios selecionados. A mobilização

do óleo apresentado nestes mapas é o objetivo deste estudo.



Figura 4.2. Mapa de saturação de óleo para o RES 1 ao final da injeção de água.





- Refinamento da malha

Com o objetivo de obter um refinamento que permitisse representar melhor o modelo de

reservatório em estudo mantendo um tempo de execução adequado, foi realizada uma série de

simulações utilizando o modelo base com injeção de água em diferentes esquemas de discretização.

A Tabela 4.4 resume as simulações realizadas e seus resultados em termos do fator de recuperação

do óleo e do tempo de execução das rodadas.



Tabela 4.4. Simulações para análise do melhor refinamento do modelo de reservatório

Simulação Núm. de

blocos em I e J

Tam. célula (m)

Núm. de blocos em K

FR (%)

Tempo de execução

(s) 1 11 38,18 7 45,981 35 2 11 38,18 12 46,324 60 3 11 38,18 24 46,408 121 4 21 20,00 7 47,080 134 5 21 20,00 12 47,431 204 6 21 20,00 24 47,526 465 7 31 20,00 / 10,00 12 47,411 276 8 21 20 12/24 47,580 311 9 41 10,24 7 47,618 633 10 41 10,24 12 47,956 1095 11 41 10,24 24 48,020 2249

Visto que o reservatório é homogêneo e a malha simulada possui um poço injetor central

com oito poços produtores distribuídos de forma simétrica ao redor, considerou-se que os

refinamentos nas direções I e J deveriam ser iguais. Foram testados três níveis de refinamento nas

direções I e J e três níveis na direção K, totalizando 9 simulações. Adicionalmente, foram realizadas

duas simulações com um refinamento maior nas direções I e J ou na direção K somente nas células

próximas ao poço injetor (casos 7 e 8).

Avaliando-se os resultados em termos de fator de recuperação, percebe-se uma pequena

variação percentual entre os casos com refinamento nas direções I e J de 10,24 m e os casos com

refinamento de 20 m. Como o tempo de simulação para o caso mais refinado (10,24 m) ainda

permaneceu curto, decidiu-se adotar esse caso. Para a direção K, decidiu-se adotar o refinamento

intermediário do caso 10 (12 camadas com 0,5 m de espessura), já que um maior refinamento nesta

direção apresentou pouca variação do fator de recuperação (menor que 1%) e um grande incremento

no tempo de simulação.

Portanto, o sistema selecionado possui dimensões 420 m x 420 m x 6 m e utiliza coordenadas

cartesianas com 41 blocos, 41 blocos e 12 camadas nas direções I, J e K, respectivamente, totalizando

20172 blocos ativos.



4.2.2 Modelo de Fluido

O modelo de fluido foi desenvolvido utilizando o software Winprop da CMG, realizando-se

o ajuste das equações de estado e de dados experimentais através de regressões numéricas. Os dados

experimentais estão baseados em uma análise PVT de um campo do Nordeste Brasileiro utilizado

como base para este estudo. Os componentes do óleo estudado, de grau API 28, foram agrupados

em sete pseudocomponentes. A Tabela 4.5 apresenta os componentes e pseudocomponentes com

suas massas molares e frações molares iniciais no fluido do reservatório. Como a pressão de

saturação do fluido é muito baixa, próxima a 1 kgf/cm², não se espera encontrar a fase gás na

simulação durante a vida produtiva do campo, de modo que todos os componentes e

pseudocomponentes estão associados à fase oleica. O gráfico da Figura 4.5 mostra o

comportamento da viscosidade da fase óleo com a variação da pressão.

Tabela 4.5. Componentes e pseudocomponentes com massas molares e frações molares iniciais no fluido do reservatório.

Componente Fração Molar Inicial Massa Molar (g/mol)

N2 0,00058062 28,0

C1 a C3 0,00358050 33,9

IC4 a NC5 0,07035200 68,8

C6 a C10 0,47060000 108,6

C11 a C20 0,14009000 153,6

C21 a C35 0,10423000 307,4

C36+ 0,21057000 842,9



Figura 4.5. Viscosidade da fase óleo com a variação da pressão

Para a simulação dos processos de injeção de água, polímero e solução ASP, foram criados

através do Builder os componentes Água, Polímero, Álcali e Surfactante, todos associados à fase

aquosa. Na Tabela 4.6 é possível verificar as características destes componentes.

Tabela 4.6. Características dos componentes para simulação da injeção de água, polímero e solução ASP.

Componente

Densidade

(kg/m³)

Massa Molar

(g/mol)

Água 1000 18

Polímero 1500 11 x 106

Álcali 2130 40

Surfactante 1050 450

Pressão (kgf/cm²)

Vis

cosi

dade

do

óleo

(cP)

@ 5

0ºC



O polímero atua no processo modificando a viscosidade da solução aquosa. Neste estudo

considerou-se uma variação não linear da viscosidade com a concentração do polímero, que pode

ser visualizada na Figura 4.6.

Figura 4.6. Variação da viscosidade da água com a concentração do polímero.

O consumo de álcali devido às interações com o reservatório e a adsorção de polímero e

surfactante foram fornecidos ao simulador através de isotermas de Langmuir. O STARS considera a

isoterma de Langmuir no formato da Equação (11), onde tad1 e tad3 são os parâmetros de

Langmuir, tad2 correlaciona a adsorção à salinidade da salmoura (xnacl) e ca é a fração molar do

componente na fase. Neste estudo o termo tad2 foi desconsiderado.

78 =(29�:�29�;∗=�9�>)∗�9

(:�29�?∗�9) (11)

Outros parâmetros relacionados à adsorção e fornecidos ao simulador foram:

- ADMAXT: máxima capacidade de adsorção de cada componente;

- ADRT: nível de adsorção residual (a adsorção é considerada completamente reversível se o

parâmetro for nulo, e irreversível se este for igual ao ADMAXT);

- FRR: fator de resistência residual para o componente adsorvido (caso o parâmetro seja 1,

não existe fator de resistência residual para o componente);

0

200

400

600

800

1000

1200

0 5 10 15 20 25 30 35

Con

cent

raçã

o de

pol

ímer

o (p

pm)

Viscosidade solução aquosa (cP)



- PORFT: volume poroso acessível ao componente.

A Tabela 4.7 apresenta os dados de adsorção de cada componente fornecidos ao simulador.

Tabela 4.7. Dados de adsorção dos componentes: polímero, álcali e surfactante.

Componente tad1

(mol/m³) tad3 ADMAXT (mol/m³)

ADRT (mol/m³) FRR

PORFT (fração)

Álcali 6,8.105 1,0.104 68 0 1 1

Surfactante 2,1.105 1,2.105 1,54 1,54 1 1

Polímero 5,5.104 8,5.109 6,5.10-6 6,5.10-6 1,47 0,99

Uma alteração da permeabilidade efetiva às fases acompanha a adsorção dos componentes à

rocha. O STARS calcula este fenômeno através do fator de resistência residual (FRR). O cálculo

do fator de redução da permeabilidade efetiva à agua (RKW) é dado pela Equação 12. Como não

existe fator de resistência residual para o álcali e o surfactante, o fator de redução de permeabilidade

está ligado apenas à adsorção de polímero.

@AB = 1,0 + (D@@ − 1,0) ∗ 78/FG�FHI (12)

Onde, ad corresponde a adsorção do polímero por volume de rocha e ADMAXT corresponde

a máxima capacidade de adsorção de polímero por volume de rocha.

4.2.3 Permeabilidade relativa

As curvas de permeabilidade relativa utilizadas no modelo base são mostradas nas Figuras

4.7 e 4.8, respectivamente, para os sistemas água-óleo e gás-líquido. Pela observação da Figura 4.7,

nota-se que a rocha do reservatório em estudo é molhável à água, já que o ponto de interseção entre

as curvas de Krw e Krow ocorre em um valor da saturação de líquido maior que 0,5. A curva de



pressão capilar foi considerada nula, ou seja, não há zonas de transição com variações nas

saturações iniciais de óleo nas camadas mais próximas ao contato óleo/água.

Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa água-óleo.

Figura 4.8. Curvas de Permeabilidade Relativa Líquido-Gás.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Per

mea

bilid

ade

rela

tiva

Saturação de água (fração)

Krw

Krow

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Per

mea

bilid

ade

rela

tiva

Saturação de líquido (fração)

Krg

Krog



A injeção de álcali e surfactante no modelo de reservatório em estudo modificam as tensões

interfaciais e, por consequência, as saturações residuais e as permeabilidades relativas do sistema

água/óleo. A Tabela 4.8 mostra dados obtidos em laboratório da variação da tensão interfacial

água/óleo com as concentrações de álcali e surfactante, e na Figura 4.9 é possível verificar a curva

de permeabilidade relativa referente à mínima tensão interfacial para o sistema ASP/óleo do RES 1.

De posse das duas curvas de permeabilidade relativa (a original e a da tensão interfacial mínima), o

simulador interpola curvas de permeabilidades relativas para valores intermediários de tensões

interfaciais. A interpolação é feita de forma logarítmica, baseado no comportamento experimental

observado por Quy & Labrid (1983) e por Amaefule & Handy (1982), que desenvolveram equações

empíricas para relacionar as saturações residuais ao número capilar. Na Figura 4.10 encontram-se

sobrepostas as curvas de permeabilidade relativa água/óleo original (Nc = 1.10-5), intermediária (Nc

= 3,162278.10-4) e de tensão interfacial mínima (Nc = 1.10-2) para o RES 1.

Tabela 4.8. Variação da tensão interfacial água/óleo com as concentrações de álcali e surfactante.

Concentração de surfactante = 0% Concentração de surfactante = 0.1%

Concentração de álcali (%p/p) IFT (dyn/cm) Concentração de álcali (%p/p) IFT(dyn/cm)

0 24,50

0,1 0,720 0,2 0,002

0,2 0,042 0,4 0,008

0,5 0,053 1 0,004

1 0,100 2 0,003



Figura 4.9. Curva de permeabilidade relativa referente à mínima tensão interfacial para o sistema

ASP/óleo no reservatório do RES 1.

Figura 4.10. Sobreposição das curvas de permeabilidade relativa água/óleo original (Nc = 1.10-5),

intermediária (Nc = 3,162278.10-4) e de tensão interfacial mínima (Nc = 1.10-2) para o modelo do

RES 1.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Per

mea

bilid

ade

Rel

ativ

a


Krw IFT mínimo

Krow IFT minimo

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Per

mea

bilid

ade

Rel

ativ

a


Krw original

Krow original

Krw médio

Krow médio

Krw mínimo

Krow mínimo



4.3 Condições Operacionais

As etapas de desenvolvimento do campo em estudo estão resumidas na Tabela 4.9.

Tabela 4.9. Etapas de desenvolvimento do campo em estudo.

Etapa Ano

Início da produção (9 poços produtores) 0

Início da injeção de água (recompletação para injeção de água do poço central) 3

Início da injeção de Polímero/ASP 23

Fim da produção 33

Na Figura 4.11 é possível verificar a completação utilizada para os poços produtores e injetor.

Todos os poços foram canhoneados desde o topo (450,0 m) até 455,0 m, 0,5 m acima do contato

O/A.



Figura 4.11. Corte IK no modelo de reservatórios mostrando a configuração de canhoneados dos

poços.

Para melhor representar as condições do campo utilizado como base para este estudo, foram

impostas condições operacionais para os poços produtores e injetor do modelo baseadas no

histórico de produção/injeção deste campo. Segue descrição da condições operacionais impostas aos

poços:

- Poço produtor: máxima vazão de líquidos de 200 m³/d, mínima pressão de fundo de 2 kgf/cm² e

máxima produção de óleo de 50 m³/d. Em uma análise posterior dos dados de produção, percebeu-

se que o limite operacional imposto para a vazão de óleo durante o processo de injeção de água não

foi atingido.

- Poço injetor: máxima vazão de injeção de água limitada a 5, 7,5 ou 10% do VP/ano e máxima

pressão de injeção de 138 kgf/cm². A avaliação de diferentes níveis vazão de injeção foi necessária

devido às diferentes condições permoporosas e diferentes injetividades obtidas nos reservatórios em

estudo. Tanto as vazões de injeção quanto a máxima pressão de injeção adotada estão coerentes

com os dados do histórico do campo que serviu como referência para este estudo.

4.4 Metodologia de trabalho

O fluxograma da Figura 4.12 apresenta as diversas etapas que integram o presente estudo.



Figura 4.12. Fluxograma das diversas etapas do estudo.

Revisão Bibliográfica e Estado da arte

Definição do modelo base

(reservatório e fluido)

Estudo dos parâmetros

operacionais e de reservatório para fase de produção

primária e de injeção de água

Planejamento fatorial completo,

48 rodadas

Análise de resultados e

comparação entre métodos e modelos

de reservatórios selecionados

Conclusões e recomedações

Redação e defesa da dissertação

Estudos dos parâmetros

operacionais para o processo de

injeção da solução ASP

Estudos dos parâmetros

operacionais para o processo de

injeção de polímero

Planejamento fatorial completo, 61x32 (54) casos

para cada modeloselecionado

Planejamento fatorial completo, 33x23 (216) casospara cada modelo

selecionado

Seleção de 3 modelos de reservatório

162 modelos de reservatório

648 modelos de reservatório

Capítulo 5

Resultados e discussões

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 5: Resultados e discussões


5 Resultados e discussões

Neste capítulo são apresentados os principais resultados do estudo do processo de injeção de

polímero e solução ASP em reservatórios portadores de óleo médio, em condição madura. Os

resultados foram avaliados através da análise de sensibilidade do impacto de parâmetros

operacionais sobre os fatores de recuperação (FR) obtidos nas simulações dos três modelos de

reservatórios selecionados, RES 1, RES 2 e RES 3. A partir dessa análise de sensibilidade foram

selecionados alguns reservatórios para uma avaliação mais detalhada dos mecanismos atuantes em

cada um dos processos. No final do capítulo é apresentada uma breve comparação entre os métodos

de injeção de água, injeção de polímero e injeção da solução ASP para os casos derivados do RES

1, RES 2 e RES 3 que obtiveram os melhores fatores de recuperação.

5.1 Análise da injeção da solução polimérica

O processo de injeção de polímero foi inicialmente avaliado através da análise de

sensibilidade de três parâmetros operacionais e sua influência sobre o fator de recuperação após o

final do processo. Os parâmetros analisados foram: a vazão de injeção da solução polimérica, a

concentração do polímero nesta solução e os tempos de início e duração da injeção (parâmetro

banco de injeção). As Tabelas 5.1 e 5.2 apresentam os níveis analisados para estes três parâmetros

nos modelos RES 1 e 3 e RES 2, respectivamente. Devido às diferentes injetividades obtidas para os

reservatórios, tornou-se necessária a escolha de níveis diferentes para a vazão de injeção do RES 2.

A concentração de polímero da solução polimérica foi avaliada em três níveis, de forma a alterar a

razão de mobilidades água/óleo do sistema em estudo de cerca de 5,3 para 0,8, 0,6 e 0,4. Estas

razões são referentes às concentrações de 200, 300 e 400 ppm, respectivamente. Estes valores foram

obtidos considerando-se os pontos terminais da curva de permeabilidade relativa do RES 1. A

Figura 5.1 mostra graficamente os bancos de injeção analisados pelo tempo de produção (anos). Os

bancos de injeção analisados nos níveis (+2) e (+3) não representam a realidade do campo em

estudo, que já possui um histórico de produção de 23 anos. Entretanto, como as experiências de

injeção de polímero relatadas na literatura têm melhores resultados quando a aplicação ocorre com

saturações de água mais baixas, decidiu-se avaliar neste estudo como se daria o comportamento da

produção de óleo nestes dois casos.



Tabela 5.1. Níveis analisados para os parâmetros Qinj, concentração de polímero e banco de injeção do processo de injeção de polímero nos RES 1 e 3.

Níveis Parâmetros (-3) (-2) (-1) (0) (+1) (+2) (+3)

Qinj (% VP/ano) 2,5 5 7,5 Concentração de polímero (ppm) 200 300 400

Banco de injeção (anos após início de produção)

23 a 24 23 a 24

e 28 a 29

23 a 28 23 a 33 13 a 23 3 a 33

Tabela 5.2. Níveis analisados para os parâmetros Qinj, concentração de polímero e banco de injeção do processo de injeção de polímero nos RES 2.

Níveis Parâmetros (-3) (-2) (-1) (0) (+1) (+2) (+3)

Qinj (% VP/ano), RES 2 0,6 1,25 2,5 Concentração de polímero (ppm) 200 300 400

Banco de injeção (anos após início de produção)

23 a 24 23 a 24

e 28 a 29

23 a 28 23 a 33 13 a 23 3 a 33

Figura 5.1. Níveis analisados dos bancos de injeção para o processo de injeção de polímero.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

(-3)

(-2)

(-1)

(+1)

(+2)

(+3)

Produção primária

Injeção de água

Injeção de polímero

Ba

nco

de

inje

ção

(ní

vel)

Ano



5.1.1 Identificação dos parâmetros operacionais significativos

O estudo da sensibilidade dos parâmetros operacionais foi realizado através do aplicativo

CMOST, da CMG, utilizando o planejamento fatorial completo. Foram executadas, portanto, 54

simulações para cada reservatório em estudo, totalizando 162 simulações para os três reservatórios.

A influência dos parâmetros operacionais citados no item anterior sobre o fator de

recuperação do campo ao final da aplicação do processo de injeção de polímero foi avaliada com

base nos resultados das simulações efetuadas para os três modelos de reservatórios selecionados.

As Tabelas 5.3, 5.4 e 5.5 mostram, respectivamente, para os RES 1, 2 e 3: os resultados das

simulações que forneceram os 10 piores fatores de recuperação para a aplicação de polímero; o

resultado da simulação que forneceu o melhor fator de recuperação para um banco realista, que é a

injeção de polímero com início a partir do ano 23 (destacado em amarelo); o resultado da simulação

que mantém apenas a injeção de água (destacado com texto em vermelho); e os resultados das

simulações que forneceram os 10 melhores fatores de recuperação com a aplicação da injeção de

polímero. Todos os fatores de recuperação se referem ao final do ano 33 após o início de produção

do campo. Os resultados de todas as simulações realizadas nesta etapa encontram-se no Apêndice

B.




Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Wi solução pol.

previsto (VP%/ano)

Wi solução pol.

realizado (VP%/ano)

FR (%)

∆FR (p.p.) ∆Wp (m³)

Pressão média final

(Kgf/cm²) 27 3 a 33 19,07 400 2,5 1,6 42,6 -8,1 -475500,4 12,9

45 3 a 33 38,14 400 5,0 1,6 42,6 -8,1 -475525,8 12,9

21 3 a 33 57,22 400 7,5 1,6 42,6 -8,1 -475522,7 12,9

1 3 a 33 38,14 300 5,0 2,3 47,6 -3,1 -431900,9 17,0

9 3 a 33 19,07 300 2,5 2,3 48,2 -2,5 -434176,8 17,3

2 23 a 33 57,22 400 7,5 1,8 48,3 -2,4 -152138,5 6,5

34 23 a 33 19,07 400 2,5 1,8 48,3 -2,4 -153108,6 6,6

40 23 a 33 38,14 400 5,0 1,8 48,3 -2,4 -152931,9 6,6

22 23 a 33 19,07 300 2,5 2,5 48,7 -2,0 -135786,9 8,2

5 23 a 33 38,14 300 5,0 2,6 48,7 -2,0 -133287,1 7,8

IA 3 a 33 57,22 0 0,0 0 50,7 0,0 0,0 13,1 20 23 a 24 38,14 200 5,0 4,5 51,3 0,6 51995,6 17,11

8 13 a 23 19,07 400 2,5 1,8 51,8 1,2 -99987,9 24,6

28 13 a 23 38,14 400 5,0 1,8 51,9 1,2 -99703,6 25,0

6 3 a 33 38,14 200 5,0 3,2 51,9 1,3 -366331,0 21,8

51 13 a 23 57,22 400 7,5 1,8 52,4 1,7 -100983,4 24,9

11 13 a 23 19,07 300 2,5 2,5 52,9 2,2 -79746,4 24,7

41 13 a 23 38,14 300 5,0 2,5 53,2 2,5 -78763,0 25,2

54 13 a 23 57,22 300 7,5 2,5 53,6 3,0 -80208,8 25,0

18 13 a 23 57,22 200 7,5 3,8 54,4 3,7 -43852,9 25,3

24 13 a 23 38,14 200 5,0 3,8 54,5 3,8 -43445,4 25,3

42 3 a 33 57,22 200 7,5 3,3 55,1 4,4 -362816,6 26,8




Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Wi solução pol. previsto (VP%/ano)

Wi solução pol.

realizado (VP%/ano)

FR (%)

∆FR (p.p.) ∆Wp (m³)


(Kgf/cm²)

7 3 a 33 3,35 400 0,60 0,3 24,2 -12,6 -51398,06 24,0

41 3 a 33 6,98 400 1,25 0,3 24,2 -12,6 -51418,86 24,0

12 3 a 33 13,95 400 2,50 0,3 24,2 -12,6 -51413,27 24,0

45 3 a 33 3,35 300 0,60 0,4 25,7 -11,2 -54290,53 26,0

31 3 a 33 6,98 300 1,25 0,4 25,7 -11,2 -54326,56 26,0

49 3 a 33 13,95 300 2,50 0,4 25,7 -11,2 -54318,12 26,0

19 3 a 33 3,35 200 0,60 0,4 26,9 -9,9 -56162,61 27,5

22 13 a 23 3,35 400 0,60 0,3 33,3 -3,5 -43274,03 47,7

20 23 a 24

e 28 a 29

13,95 200 2,50 0,7 36,0 -0,9 -16285,81 47,7

46 23 a 24 3,35 400 0,60 0,3 36,2 -0,6 -11519,02 43,6

10 23 a 24 6,98 400 1,25 0,4 36,2 -0,6 -11548,28 43,6

47 23 a 24 13,95 400 2,50 0,4 36,2 -0,6 -11596,8 43,6

44 23 a 24 3,35 300 0,60 0,4 36,3 -0,6 -10885,75 43,7

52 23 a 24 6,98 300 1,25 0,5 36,3 -0,6 -11014,39 43,7

51 23 a 24 13,95 300 2,50 0,5 36,3 -0,6 -10974,69 43,7

2 23 a 24 3,35 200 0,60 0,4 36,3 -0,5 -9880,09 44,1

17 23 a 24 6,98 200 1,25 0,7 36,3 -0,5 -10053,09 44,0

28 23 a 24 13,95 200 2,50 0,7 36,3 -0,5 -10108,31 44,0

IA 3 a 33 27,91 0 0 0 36,8 0,0 0 53,1




Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Wi solução pol.

previsto (VP%/ano)

Wi solução pol.

realizado (VP%/ano)

FR (%)

∆FR (p.p.) ∆Wp (m³)


(Kgf/cm²)

29 3 a 33 19,07 400 2,5 1,5 52,3 -2,0 -471891,5 24,1

31 3 a 33 57,22 400 7,5 1,5 52,3 -2,0 -471752,2 24,0

50 3 a 33 38,14 400 5,0 1,5 52,4 -1,9 -472031,1 23,9

32 23 a 33 19,07 400 2,5 1,6 53,4 -0,9 -157479,1 19,2

48 23 a 33 38,14 400 5,0 1,7 53,4 -0,9 -157425,7 19,2

13 23 a 33 57,22 400 7,5 1,7 53,4 -0,9 -157112,9 19,2

27 23 a 33 19,07 300 2,5 2,3 53,5 -0,8 -150102,6 20,5

26 23 a 33 57,22 300 7,5 2,3 53,5 -0,8 -150110,4 20,5

23 23 a 33 38,14 300 5,0 2,3 53,5 -0,8 -150011,1 20,5

42 23 a 33 19,07 200 2,5 2,5 53,5 -0,8 -143960,9 20,5

IA 3 a 33 76,29 0 0 0 54,3 0,0 0 29,0 35 23 a 24 38,14 200 5,0 4,0 54,3 0,0 -19032,2 27,4

5 13 a 23 38,14 400 5,0 1,6 54,9 0,6 -220963,1 33,1

37 13 a 23 57,22 400 7,5 1,6 54,9 0,6 -220731 33,0

47 13 a 23 19,07 200 2,5 2,5 55,2 0,9 -216861,1 33,1

51 13 a 23 57,22 300 7,5 2,3 55,5 1,2 -231981,5 34,2

43 13 a 23 19,07 300 2,5 2,3 55,5 1,2 -234215,5 34,3

3 13 a 23 38,14 300 5,0 2,3 55,5 1,2 -233596,5 34,4

2 13 a 23 57,22 200 7,5 3,5 56,1 1,8 -243510,9 34,4

4 13 a 23 38,14 200 5,0 3,5 56,1 1,8 -249933,4 34,7

18 3 a 33 38,14 200 5,0 3,0 56,7 2,4 -553658,1 34,0

11 3 a 33 57,22 200 7,5 3,0 56,9 2,6 -551345 34,1

Avaliando-se os resultados apresentados nas Tabelas 5.3, 5.4 e 5.5, percebe-se que o fator de

recuperação após o processo de injeção de polímero nos três reservatórios está ligado à injetividade

obtida (Coluna Wi solução pol. realizado) e à manutenção da pressão no reservatório. A pressão

média final apresentada para cada caso em estudo dá um indicativo desta tendência. O aumento da

concentração de polímero leva ao aumento da adsorção e da viscosidade da solução, com

consequente redução da permeabilidade e da injetividade. Esse fato explica as diferenças

verificadas entre os valores previstos e realizados de Wi da solução polimérica: as vazões de injeção

obtidas, principalmente em concentrações mais altas de polímero, foram menores que as cotas de



injeção desejadas. A baixa da injetividade leva a uma queda excessiva da pressão média do

reservatório, com consequente queda de produtividade.

Os piores resultados apresentados nas Tabelas 5.3, 5.4 e 5.5 estão relacionados com a

concentração mais alta de polímero (400 ppm) injetada no tempo mais longo, ou seja, o banco de

injeção que vai do ano 3 ao 33. Por outro lado, para os RES 1 e 3 os melhores resultados estão

relacionados à concentração mais baixa de polímero (200 ppm), com vazões de injeção mais altas e

com um início mais prematuro da injeção de polímero, no ano 3 ou no ano 13. Para o RES 2, devido

à baixa permeabilidade do reservatório, o benefício da correção da razão de mobilidades não foi

capaz de compensar as baixas injetividades obtidas com a injeção de polímero e consequente queda

da pressão média do reservatório. Neste caso, a continuação da injeção de água foi melhor que

todos os casos analisados com a injeção de polímero. Os piores resultados também foram para a

concentração de 400 ppm de polímero e para o maior banco de injeção (3 a 33 anos), enquanto os

melhores resultados foram para menores concentrações, maiores vazões e menor banco de injeção

(23 a 24 anos).

Para os casos com bancos de injeção a partir do ano 23 apenas o caso do RES 1 apresentou

um pequeno ganho com relação ao caso com injeção de água, enquanto, o caso do RES 2

apresentou perda de produção de óleo e o RES 3 apresentou produção semelhante, com uma

pequena redução na produção de água. Estes casos serão melhor avaliados no item de comparativo

dos métodos de recuperação (5.3).

A coluna ΔWp apresentada nas Tabelas 5.3, 5.4 e 5.5 foi calculada como a diferença da água

produzida entre cada caso estudado de injeção de polímero e os casos com a manutenção de injeção

de água. É possível verificar que a maioria dos resultados são negativos, ou seja, a injeção de

polímero trouxe como benefício adicional a redução da produção de água.

As Figuras 5.2, 5.3 e 5.4 apresentam os diagramas de Pareto para os três parâmetros

operacionais analisados, tendo o FR como variável resposta. Nos diagramas podem ser

visualizados, em ordem decrescente, os efeitos padronizados estimados dos parâmetros e de suas

interações para um intervalo de confiança de 95,0%. O diagrama apresenta os termos lineares (L) e

quadráticos (Q) dos efeitos principais e apresenta também as interações de segunda ordem. Os

termos quadráticos são observados nos fatores avaliados em mais de dois níveis e são responsáveis

pela curvatura da superfície de resposta.




FR – RES 1.


FR – RES 2.




FR – RES 3.

Analisando os diagramas das Figuras 5.2 e 5.4 pode-se verificar que o fator concentração de

polímero é estatisticamente significativo para os RES 1 e 3. Esse parâmetro tem um valor negativo,

e isso significa que existe um impacto negativo no fator de recuperação quando a concentração de

polímero é variada do seu nível mínimo (200 ppm) para o seu nível máximo (400 ppm). Essa

redução pode ser justificada pela queda de vazão do poço injetor com o aumento da viscosidade da

água e com a queda da permeabilidade absoluta da rocha devido à adsorção de polímero, o que

causa uma queda excessiva da pressão do reservatório e diminuição da produtividade nos poços

produtores. Adicionalmente, percebe-se que em ambos os casos existe uma interação significativa

envolvendo o banco de injeção. Para o RES 2 (Figura 5.3), o fator estatisticamente significativo foi

o banco de injeção, com um efeito negativo; ou seja, quando o banco de injeção é variado do seu

menor nível (injeção entre 23 e 24 anos) para o seu maior nível (injeção entre 3 e 33 anos), há uma

queda no fator de recuperação. Para esse caso, conforme discutido anteriormente, o benefício da

correção da mobilidade da água com a injeção de polímero, obtido pelo aumento da viscosidade da

água, não foi capaz de compensar o efeito da queda da vazão de injeção. Desta forma, quanto menor

o tempo de injeção de polímero, maior o fator de recuperação obtido.

Foi utilizada a metodologia da superfície de resposta para analisar as interações de segunda

ordem entre os parâmetros operacionais que se mostraram estatisticamente significativos no

diagrama de Pareto.



A Figura 5.5 mostra a superfície de resposta da interação entre o banco de injeção e a vazão

de injeção de polímeros sobre o fator de recuperação (no ano 33) para o RES 1. De acordo com o

diagrama de Pareto da Figura 5.2, a interação é estatisticamente significativa para esse caso. O

parâmetro concentração de polímero foi mantido em seu nível mínimo (200 ppm). Pode ser

verificado que, para o RES 1, a região de máximo FR ocorre com a combinação dos níveis

máximos do banco de injeção (3 a 33 anos ou 13 a 23 anos) com os níveis máximos da vazão de

injeção; ou seja, quanto mais prematuro o início da injeção de polímeros, mais longa sua duração e

mais alta sua vazão de injeção (em outras palavras, quanto maior o volume acumulado de injeção da

solução polimérica), maior o FR obtido para este caso. Inversamente, a região de mínimo FR ocorre

para os menores níveis do banco de injeção e bancos mais curtos com início mais tardio (23 a 24

anos / 23 a 24 e 28 a 29 anos), associados ao menor nível da vazão de injeção (19,07 m³/d).

Figura 5.5. Superfície de resposta- interação entre vazão e banco de injeção sobre FR para o RES 1.

A Figura 5.6 mostra a superfície de resposta da interação entre a concentração de polímero e

o banco de injeção sobre o fator de recuperação (no ano 33) para o RES 3. De acordo com o

diagrama de Pareto da Figura 5.4, esta interação é significativa para esse caso. O parâmetro vazão



de injeção foi mantido em seu nível máximo (57,22 m³/d). Pode ser verificado que para o RES 3 a

região de máximo FR ocorre com a combinação dos níveis máximos do banco de injeção (3 a 33

anos ou 13 a 23 anos) com o nível mínimo da concentração de polímero na solução injetada.

Conforme discutido anteriormente, o aumento da concentração de polímero na solução injetada

pode levar a queda da injetividade, com uma consequente queda da pressão e da produtividade do

reservatório. Para o RES 3, quanto menor a concentração de polímero (com consequente aumento

da injetividade), mais prematuro o início da injeção de polímeros e maior a duração da injeção (em

outras palavras, quanto maior o volume acumulado de injeção da solução polimérica), maior é o FR

obtido. A região de mínimo FR ocorre para os maiores níveis do banco de injeção e para bancos de

maior duração (3 a 33 anos / 23 a 33 anos), associados ao maior nível de concentração de polímero

na solução injetada (400 ppm). Nestes casos, as baixas injetividades obtidas por um longo período

levam a uma maior queda de produtividade do reservatório.


sobre FR para o RES 3.



5.1.2 Comportamento do reservatório submetido ao processo de injeção de polímero

Nesta seção é apresentada uma análise do comportamento do reservatório quando submetido

ao processo de injeção de polímero. Os mecanismos de produção e as características do método

serão abordados com o auxílio de mapas 3D e gráficos.

A partir da análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais da injeção de polímero sobre

o RES 1 (Tabela B.1 do Apêndice B), foram selecionados os casos 46 e 42. O Caso 46 apresentou

um FR intermediário, possui um banco de injeção mais tardio (23 a 33 anos) e uma concentração de

polímero na solução injetada de 300 ppm. O Caso 42 apresentou o melhor FR obtido com a injeção

de polímero no RES 1, tendo um banco de injeção mais prematuro (3 a 33 anos) e uma

concentração de polímero na solução injetada de 200 ppm. Os dois casos possuem a mesma

restrição para a vazão de injeção, de 57,22 m³/d. Um resumo das condições operacionais e dos

fatores de recuperação obtidos para os Casos 42, 46 e para a injeção de água no RES 1 estão

resumidos na Tabela 5.6. Para facilitar a descrição dos casos estudados no texto, o Caso 46 será

denominado RES 1.1 e o Caso 42, RES 1.2.

Tabela 5.6. Resumo das condições operacionais e fatores de recuperação dos Casos 42, 46 e do RES 1 com injeção de água.

RES Caso Banco de injeção (anos)

Qinj prevista (m³/d)

Qinj realizada

média (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

RES 1.1 46 23 a 33 57,22 19,84 300 48,8 -1,9

RES 1 IA 3 a 33 57,22 57,22 0 50,7 0,0

RES 1.2 42 3 a 33 57,22 25,18 200 55,1 4,4

As Figuras 5.7, 5.8, 5.9 e 5.10 mostram, respectivamente, os gráficos das produções

acumuladas de óleo, das produções acumuladas de água, da pressão média dos reservatórios e das

injeções acumuladas de água em função do tempo para os RES 1.1, 1.2 e para o RES 1 somente

com a injeção de água.




injeção de água.

Figura 5.8. Gráfico da produção acumulada de água pelo tempo, RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com

injeção de água.

5 10 15 20 25 30 35 Tempo (anos)

5 10 15 20 25 30 35 Tempo (anos)




injeção de água.


injeção de água.

5 10 15 20 25 30 35 Tempo (anos)

5 10 15 20 25 30 35 Tempo (anos)



Avaliando-se os gráficos apresentados nas Figuras 5.7 e 5.9 é possível verificar uma relação

entre as produções acumuladas de óleo e as pressões médias dos reservatórios. O RES 1.2 inicia a

injeção no ano 3 com a injeção da solução polimérica e, por causa da baixa injetividade obtida

(como se vê na Figura 5.10), o nível de pressão deste reservatório se mantém em um nível menor

que os outros dois reservatórios, o que resulta em uma produtividade também menor. Entretanto,

ocorre uma redução da produção de água como consequência do aumento da sua viscosidade

(Figura 5.8), levando a um aumento da pressão média do RES 1.2 em torno do ano 15, como mostra

a Figura 5.9. Neste momento, enquanto o RES 1 e o RES 1.1, que estão sob influência da injeção de

água, apresentam queda na pressão média do reservatório, o RES 1.2 apresenta um comportamento

crescente dessa pressão. Com o início da injeção de polímero no ano 23, o RES 1.1 também

apresenta uma queda de injetividade com consequente queda de pressão e diminuição de

produtividade se comparado ao RES 1, que está somente sob injeção de água.

Para permitir uma melhor compreensão dos mecanismos atuantes nos reservatórios, serão

apresentados mapas 3D comparando o processo de injeção de água com o de injeção de polímero.

As Figuras 5.11A, 5.11B, 5.11C e 5.11D apresentam mapas de saturação de água no tempo,

mostrando como a frente de avanço de água se desloca no reservatório. Para permitir uma melhor

visualização do processo, foi efetuado um corte transversal no reservatório. O RES 1.1 é igual ao

RES 1 somente com injeção de água até o ano 23, data em que tem início a injeção de polímero no

RES 1.1. A partir daí passam a ser mostrados os 3 mapas para comparação: RES 1.1, RES 1.2 e

RES 1 com injeção de água.

Analisando a Figura 5.11A no ano 3, é possível verificar que os reservatórios se encontram

praticamente com suas saturações originais de água (Swi = 0,29 na zona de óleo), com um aumento

da saturação de água somente próximo aos poços produtores, principalmente na base do

reservatório devido ao influxo de água do aquífero. A partir do ano 3 inicia-se a injeção de água no

RES 1.1 e a injeção de polímero no RES 1.2. No ano 6, percebe-se que para o RES 1.1 houve um

avanço mais rápido da frente de água em direção aos poços produtores, o que acontece devido ao

maior volume de água injetada (melhor injetividade) e devido ao fato de que a mobilidade da água é

maior que a do óleo. Neste momento, a frente de água já atinge os poços produtores que se

encontram mais próximos ao injetor (210 m). Enquanto isso, no RES 1.2 há um avanço mais

controlado da frente de água e uma menor saturação de água na área mais próxima ao poço injetor,

que ocorre devido à melhor eficiência de varrido obtida pela solução polimérica em relação a água.

Nos anos 9 e 24, Figura 5.11B, observa-se mais claramente um deslocamento tipo “pistão” para o

RES 1.2, com uma maior saturação de água na área lavada em relação ao RES 1.1. O deslocamento

tipo “pistão”, com uma frente de avanço vertical, ocorre quando a razão de mobilidades água/óleo é



menor ou igual a 1; esta condição leva a melhores eficiências de varrido. No ano 23 inicia-se a

injeção de polímero no RES 1.1. Os mapas do ano 27, Figura 5.11C, mostram uma melhora da

eficiência de varrido do RES 1.1 em relação ao caso com injeção de água: percebe-se que a frente

de avanço passa a ter um perfil mais vertical. No final de produção do campo (ano 33), Figura

5.11D, verifica-se que os RES 1.2 e RES 1.1 tiveram uma melhor eficiência de varrido em suas

áreas lavadas do que o caso com injeção de água, sendo que o RES 1.2, com o início mais

prematuro da injeção de polímero, apresentou o melhor resultado em termos de saturação de óleo

residual e de eficiência de varrido, mesmo tendo apresentado injetividade abaixo da requerida e

atraso da produção de óleo (gráfico da Figura 5.7) se comparado ao caso com injeção de água. Para

o RES 1.1, devido à baixa injetividade obtida e ao tempo mais curto de injeção de solução

polimérica, a frente de avanço da injeção não atingiu os limites do reservatório, de modo que restou

uma área com alta saturação de óleo que necessitaria de um maior volume injetado para ser

deslocado.



Ano 3 – RES 1.1 Ano 3 – RES 1.2

Saturação de água

Ano 6 – RES 1.1 Ano 6 – RES 1.2

Figura 5.11A. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água – Anos 3 e 6



Ano 9 – RES 1.1 Ano 9 – RES 1.2

Ano 24 – RES 1.1 Ano 24 – RES 1.2


Figura 5.11B. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água – Ano 9 e 24



Ano 27 – RES 1.1 Ano 27 – RES 1.2

Ano 27 – IA


Figura 5.11C. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água – Ano 27



Ano 33 – RES 1.1 Ano 33 – RES 1.2

Ano 33 – IA


Figura 5.11D. Mapa da saturação de água para os RES 1.1, RES 1.2 e RES 1 com injeção de água – Ano 33



A adição de polímero à agua de injeção afeta dois fatores que levam à queda da mobilidade

do fluido deslocante: o aumento da viscosidade do fluido e a redução da permeabilidade da rocha

devido à retenção ou adsorção do polímero nela.

Os mapas da Figura 5.12 mostram a viscosidade atingida pela solução polimérica para o RES

1.1 e RES 1.2. Para o RES 1.1 a solução injetada possui uma concentração de polímero de 300 ppm

e atinge uma viscosidade de cerca de 5 cP, enquanto o RES 1.2 injeta uma solução com 200 ppm de

polímero que atinge uma viscosidade de cerca de 3,2 cP. O RES 1.1, por ter um fluido deslocante de

maior viscosidade, aparentemente possui uma frente de avanço mais homogênea. Entretanto, foram

obtidas menores injetividades por causa do aumento da concentração de polímero no fluido

injetado. Devido a isso, a avaliação do impacto deste efeito sobre o fator de recuperação final do

campo ficou comprometida, quando se comparam casos com mesmo banco de injeção e mesma

vazão de injeção.

Os mapas da Figura 5.13 mostram a adsorção do polímero através dos reservatórios RES 1.1

e RES 1.2. É possível verificar um maior nível de adsorção para o RES 1.1, que ocorre devido à

maior concentração de polímero na solução injetada. Verifica-se ainda que para o RES 1.2 ocorre

uma maior adsorção próximo ao poço injetor e na base do reservatório, possivelmente devido à

segregação gravitacional do polímero.

Para melhor investigar o fenômeno da segregação gravitacional ocorrido no RES 1.2, a

Figura 5.14 mostra um mapa com a densidade da fase água no ano 33. É possível perceber um

aumento da densidade na base do reservatório que ocorre devido à segregação do polímero e

aumento de sua concentração na água que se encontra na base do reservatório.

Para ilustrar a mudança da razão de mobilidades na frente de avanço, criou-se no Results 3D

uma variável chamada de razão de mobilidades modificada, que calcula a razão de mobilidades

considerando os pontos terminais da curva de permeabilidade relativa: a mobilidade da fase óleo

considera a saturação de água conata e a mobilidade da fase água considera saturação de óleo

residual. A Figura 5.15 apresenta os mapas desta razão de mobilidades modificada para o RES 1.1 e

RES 1.2 no ano 23 (início da injeção de polímero no RES 1.1). Conforme esperado, o RES 1.1, que

injeta uma solução com concentração de polímero de 300 ppm, apresentou um razão de mobilidades

modificada de cerca de 0,6 na frente de avanço, enquanto o RES 1.2, que injeta uma solução com

200 ppm de polímero, apresentou uma razão de mobilidade de cerca de 0,8 na frente de avanço.

A injeção de polímeros nos casos analisados cumpriu com o papel esperado de correção da

mobilidade da água. Entretanto, as baixas injetividades obtidas comprometeram o resultado final do

processo. Na situação atual de produção do campo em estudo (23 anos de produção), a injeção de



polímero não trouxe ganhos em termos de aumento do FR, quando comparada à injeção de água.

Por este motivo, decidiu-se investigar a injeção da solução ASP.



Figura 5.12. Mapas da viscosidade da água para os RES 1.1 e RES 1.2 no ano 33.

Ano 33 – RES 1.1 Ano 33 – RES 1.2

Viscosidade da água (cP)



Figura 5.13. Mapas da adsorção do polímero para o RES 1.1 e RES 1.2 no ano 33.

Ano 33 – RES 1.1 Ano 33 – RES 1.2

Adsorção de polímero (mol/m³)



Figura 5.14. Densidade da fase aquosa para o RES 1.2 no ano 33.

Densidade da fase aquosa (kg/m³)



Figura 5.15. Mapas da razão de mobilidades modificada o RES 1.1 e RES 1.2 no ano 23.

Razão de mobilidades modificada



5.2 Análise da injeção da solução ASP

O processo de injeção da solução ASP foi avaliado através da análise de sensibilidade de seis

parâmetros operacionais sobre o fator de recuperação após dez anos do início do processo (ano 33).

Os parâmetros analisados foram: a vazão de injeção da solução, as concentrações de polímero,

álcali e surfactante nesta solução, a duração do banco de injeção e a concentração de polímero na

solução injetada após o banco ASP. As Tabelas 5.7 e 5.8 apresentam os níveis analisados para estes

seis parâmetros para os RES 1 e 3 e RES 2, respectivamente. Assim como no processo de injeção de

polímero, foi necessário avaliar níveis diferentes para a vazão de injeção do RES 2 devido às baixas

injetividades obtidas.

Tabela 5.7. Níveis analisados para os parâmetros do processo de injeção da solução ASP para os RES 1 e 3.

Níveis Parâmetros (-1) (0) (+1)

Qinj (% VP/ano), RES 1 e RES 3 5 10 20 Concentração de polímero (ppm) 300 800 Concentração de álcali (% pp) 1% 1,25% Concentração de surfactante (% pp) 0,1% 0,2% Banco de injeção ASP (anos do início de produção) 23 a 25 23 a 26 23 a 28 Concentração de polímero, pós banco (ppm) 0 300 800

Tabela 5.8. Níveis analisados para os parâmetros do processo de injeção da solução ASP para o RES 2.

Níveis Parâmetros (-1) (0) (+1)

Qinj (% VP/ano) 2,5 5 10 Concentração de polímero (ppm) 300 800 Concentração de álcali (% pp) 1% 1,25% Concentração de surfactante (% pp) 0,1% 0,2% Banco de injeção ASP (anos do início de produção) 23 a 25 23 a 26 23 a 28 Concentração de polímero, pós banco (ppm) 0 300 800



A Figura 5.16 apresenta graficamente os níveis de banco de injeção analisados. A injeção do

banco de polímero após o banco de solução ASP tem o objetivo de evitar a canalização da água

através do banco principal. Após a injeção deste banco, quando existente, ocorre a injeção de água

final para deslocamento até o ano 33. O pós-banco de polímero e o banco de água final de

deslocamento possuem uma restrição de vazão referente a 10% do volume poroso com óleo/ano,

entretanto, com as injetividades obtidas, em nenhum caso esta restrição foi atingida.

Figura 5.16. Níveis analisados dos bancos de injeção para o processo de injeção ASP.

As concentrações de álcali e surfactante e os tamanhos de banco de injeção analisados estão

coerentes com as experiências relatadas na literatura e com a redução da IFT necessária para

mobilização do óleo residual. As concentrações de polímero tanto no banco no banco principal

quanto no banco final de solução polimérica foram baseadas no cálculo da razão de mobilidades

considerando os pontos terminais da curva de permeabilidade relativa do RES 1. Como para o

processo ASP existe variação da curva de permeabilidade relativa de acordo com as concentrações

de álcali e surfactante presentes no sistema, tornou-se necessário avaliar também o parâmetro

concentração de polímero para níveis diferentes dos analisados para a injeção somente de polímero.

A concentração de 800 ppm foi calculada considerando a curva de permeabilidade relativa referente

a mais baixa IFT, nesta situação a razão de mobilidades água/óleo fica em 1,17. A concentração de

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

(-1)

0

(+1)

Produção primária

Injeção de água

Injeção de polímero (pós banco ASP - ocorre quando a concentração de polímero pós banco ≠ 0)

Injeção ASP

Ba

nco

de

inje

ção

(n

ível

)

Ano



300 ppm foi mantida da análise da injeção de polímero e considera a situação da curva original de

permeabilidade relativa do RES 1.

5.2.1 Identificação dos parâmetros operacionais significativos

Assim como no processo de injeção de polímero, o estudo da sensibilidade dos parâmetros

operacionais para o processo de injeção da solução ASP foi realizado através do CMOST da CMG,

utilizando o planejamento fatorial completo. Foram executadas 216 simulações para cada

reservatório em estudo, totalizando 648 simulações para os três reservatórios. As análises da

influência dos parâmetros sobre o fator de recuperação foram realizadas com base nos diagramas de

Pareto e nas superfícies de resposta.

As Tabelas 5.9, 5.10 e 5.11 mostram, para cada caso de reservatório estudado, os resultados

das simulações que obtiveram os 10 piores fatores de recuperação para a injeção da solução ASP, os

casos com fator de recuperação intermediário (destacados com amarelo), o caso se fosse mantida

apenas a injeção de água (texto vermelho) e os 10 melhores fatores de recuperação com a injeção da

solução ASP. Os casos foram classificados em ordem crescente do fator de recuperação. Os fatores

de recuperação são todos totalizados no ano 33 após o início de produção do campo. A análise de

sensibilidade da injeção da solução ASP para os RES 1, 2 e 3 é iniciada após uma injeção de água

acumulada de 1,5, 0,7 e 2 volumes porosos, respectivamente. O resultado de todas as simulações

realizadas nesta etapa encontra-se no Apêndice B.



Tabela 5.9. Resumo dos resultados das simulações da injeção da solução ASP para o RES 1.

Caso Banco Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de

álcali (%pp)

Conc. de surfactante

(%pp)

Conc. de polímero pós-banco

(ppm)

FR (%)

∆ Wp (m³)


(Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

(%VP)

Wi sol. ASP

(%VP) previsto

Wi sol. polímero (%VP)

Wi sol. polímero (%VP) previsto

Wi água pós banco

ASP (%VP)

IA 3 a 33 57,22 0 0,00 0 0 50,7 0 13,1 0 0 0 0 0,0% 114 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,0 -13503 21,5 10,0% 10,0% 2,3% 20,0% 58,8%

143 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,0 -14138 21,4 10,0% 10,0% 2,2% 20,0% 58,7%

131 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,1 -28519 23,1 15,0% 15,0% 2,2% 20,0% 48,7%

206 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,2 -56965 27,3 25,0% 25,0% 2,3% 20,0% 28,8%

117 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,2% 800 51,2 -13605 21,5 10,0% 10,0% 2,3% 20,0% 58,9%

202 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,2 -56875 27,1 25,0% 25,0% 2,3% 20,0% 28,8%

70 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,3 -28252 23,3 15,0% 15,0% 2,3% 20,0% 48,8%

36 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,2% 800 51,3 -14076 22,4 10,0% 10,0% 2,4% 20,0% 59,0%

130 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,1% 800 51,4 -18507 23,7 10,0% 10,0% 2,1% 20,0% 58,0%

100 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,1% 800 51,5 -18263 23,8 10,0% 10,0% 2,1% 20,0% 58,1%

127 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,2% 300 58,6 46537 25,4 31,6% 40,0% 6,5% 20,0% 59,9%

38 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,2% 0 61,9 90755 22,1 45,8% 60,0% 0,0% 0 70,1%

15 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,2% 0 62,1 90606 21,4 45,8% 60,0% 0,0% 0 70,1%

156 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,1% 0 62,8 94791 26,0 68,2% 100,0% 0,0% 0 50,1%

149 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 800 62,8 56887 22,7 74,1% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

189 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,1% 0 62,9 93499 26,4 67,9% 100,0% 0,0% 0 50,1%

146 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 800 63,2 57947 22,3 74,6% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

159 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 300 64,2 69089 22,4 74,1% 100,0% 6,4% 20,0% 29,8%

207 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 300 64,6 70462 22,0 74,6% 100,0% 6,6% 20,0% 29,7%



176 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 0 66,0 105619 18,6 74,1% 100,0% 0,0% 0 50,1%

196 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 0 66,3 106827 18,2 74,6% 100,0% 0,0% 0 50,1%

Tabela 5.10. Resumo dos resultados da simulação da injeção da solução ASP para o RES 2.


Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de álcali (ppm)


(ppm)


(ppm)

FR (%)

∆ Wp (m³)


(Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

(%VP)

Wi sol. ASP

(%VP) previsto

Wi sol. políme

ro (%VP)


Wi água pós banco

ASP (%VP)

149 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -31521 34,8 5,1% 25,0% 0,6% 20,0% 4,4%

176 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -31506 34,8 5,2% 12,5% 0,6% 20,0% 4,4%

197 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -31521 34,8 5,1% 50,0% 0,6% 20,0% 4,4%

155 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -31348 34,9 5,2% 12,5% 0,6% 20,0% 4,4%

145 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -31246 35,1 5,3% 25,0% 0,6% 20,0% 4,4%

195 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -31246 35,1 5,3% 50,0% 0,6% 20,0% 4,4%

168 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -30275 36,4 5,1% 25,0% 1,2% 20,0% 5,0%

207 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -30275 36,4 5,1% 50,0% 1,2% 20,0% 5,0%

209 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -30268 36,4 5,2% 12,5% 1,2% 20,0% 5,0%

194 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,1% 300 35,2 -30102 36,6 5,3% 50,0% 1,3% 20,0% 5,0%

46 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -21302 43,3 8,1% 30,0% 0,6% 20,0% 12,7%

100 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -21302 43,3 8,1% 15,0% 0,6% 20,0% 12,7%

202 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -22030 41,3 12,4% 12,5% 1,6% 20,0% 7,3%

214 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -22086 41,3 12,4% 12,5% 1,6% 20,0% 7,2%

151 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -22087 41,2 12,7% 50,0% 1,5% 20,0% 7,1%



216 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -22087 41,2 12,7% 25,0% 1,5% 20,0% 7,1%

179 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -21768 41,2 13,0% 50,0% 1,5% 20,0% 7,2%

180 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -21768 41,2 13,0% 25,0% 1,5% 20,0% 7,2%

190 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -21713 41,8 13,9% 25,0% 0,7% 20,0% 7,3%

193 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -21713 41,8 13,9% 50,0% 0,7% 20,0% 7,3%

117 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -19712 43,9 3,7% 30,0% 0,0% 0,0% 19,0%

119 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -19712 43,9 3,7% 15,0% 0,0% 0,0% 19,0%

61 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -19704 44,0 3,7% 7,5% 0,0% 0,0% 19,0%

177 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,2% 300 35,8 -20980 42,7 12,5% 12,5% 1,7% 20,0% 8,1%

45 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -20019 43,7 7,5% 7,5% 0,7% 20,0% 14,4%

171 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -21248 41,9 14,2% 50,0% 0,7% 20,0% 7,5%

183 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,2% 300 35,8 -20767 42,9 12,5% 12,5% 1,7% 20,0% 8,3%

186 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -21248 41,9 14,2% 25,0% 0,7% 20,0% 7,5%

74 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -19800 43,8 7,5% 7,5% 0,7% 20,0% 14,5%

92 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -19106 44,4 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 17,5%

65 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -19029 44,3 5,4% 20,0% 0,7% 20,0% 17,4%

144 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -19029 44,3 5,4% 10,0% 0,7% 20,0% 17,4%

124 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -19589 44,6 7,5% 7,5% 1,6% 20,0% 14,1%

2 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -19887 44,4 8,0% 15,0% 1,6% 20,0% 13,6%

4 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -19887 44,4 8,0% 30,0% 1,6% 20,0% 13,6%

109 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -18806 44,4 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 17,8%

25 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -18735 44,3 5,5% 10,0% 0,7% 20,0% 17,4%

39 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -18735 44,3 5,5% 20,0% 0,7% 20,0% 17,4%

47 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -19432 44,5 7,5% 7,5% 1,6% 20,0% 14,2%

112 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -19566 43,6 8,7% 15,0% 0,7% 20,0% 14,0%

134 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -19566 43,6 8,7% 30,0% 0,7% 20,0% 14,0%



10 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -19627 44,4 8,1% 30,0% 1,6% 20,0% 13,7%

58 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -19627 44,4 8,1% 15,0% 1,6% 20,0% 13,7%

79 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -19599 43,6 8,8% 15,0% 0,7% 20,0% 14,0%

91 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -19599 43,6 8,8% 30,0% 0,7% 20,0% 14,0%

55 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -8954,3 45,1 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 28,7%

6 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -8892 45,0 5,5% 10,0% 0,0% 0,0% 28,3%

86 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -8892 45,0 5,5% 20,0% 0,0% 0,0% 28,3%

68 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,1% 0 36,4 -8852,8 45,0 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 28,9%

121 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -8758,3 45,3 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 29,2%

27 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -8909,4 45,4 5,9% 20,0% 0,0% 0,0% 28,3%

43 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -8909,4 45,4 5,9% 10,0% 0,0% 0,0% 28,3%

104 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -8395,9 45,1 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 29,5%

69 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -8460,9 45,3 6,0% 10,0% 0,0% 0,0% 28,6%

132 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -8460,9 45,3 6,0% 20,0% 0,0% 0,0% 28,6%

IA 3 a 33 27,91 0 0 0 0 36,8 0 53,1 0 0 0 0 0,0%



Tabela 5.11. Resumo dos resultados da simulação da injeção da solução ASP para o RES 3.


Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de

álcali (%pp)

Conc. de surfactante (%pp)


(ppm)

FR (%)

∆ Wp (m³)

Pressão média final (Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

(%VP)

Wi sol. ASP

(%VP) previsto

Wi sol. polímero (%VP)


Wi água pós banco

ASP (%VP)

IA 3 a 33 76,29 0 0 0 0 54,3 0 26,9 0 0 0 0 0,0% 17 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 800 54,3 -79661 30,7 10,0% 10,0% 2,7% 20,0% 58,8%

29 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 800 54,4 -81311 31,0 10,0% 10,0% 2,8% 20,0% 58,7%

61 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,20% 800 54,5 -79225 31,0 10,0% 10,0% 2,9% 20,0% 59,1%

72 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 0 54,5 -47361 29,1 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%

120 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,10% 800 54,5 -90684 32,2 15,0% 15,0% 2,7% 20,0% 49,0%

25 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 300 54,6 -76176 31,7 10,0% 10,0% 6,9% 20,0% 59,8%

109 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 0 54,6 -47699 29,2 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%

37 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,20% 800 54,6 -79719 301,0 10,0% 10,0% 2,8% 20,0% 59,1%

98 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,10% 800 54,7 -90822 32,1 15,0% 15,0% 2,8% 20,0% 48,8%

73 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 300 54,7 -76941 31,6 10,0% 10,0% 7,1% 20,0% 59,8%

83 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,20% 0 61,2 -124122 36,6 20,1% 60,0% 0,0% 0,0% 69,9%

122 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,20% 0 61,2 -124206 36,7 20,1% 30,0% 0,0% 0,0% 70,0%

155 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,20% 300 61,2 -92588 29,9 50,0% 50,0% 7,2% 20,0% 29,8%

51 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,20% 300 64,1 -78883 30,9 52,3% 60,0% 7,2% 20,0% 49,9%

59 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,20% 0 64,2 -46403 29,9 52,3% 60,0% 0,0% 0,0% 70,1%

150 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,10% 0 64,4 -61470 33,1 78,9% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

181 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,10% 0 64,6 -60130 33,0 78,9% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

197 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 800 66,4 -67296 29,4 86,1% 100,0% 2,7% 20,0% 29,2%



176 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 800 66,7 -59081 28,9 86,8% 100,0% 2,8% 20,0% 29,2%

203 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 300 67,0 -57990 29,1 86,1% 100,0% 7,2% 20,0% 29,8%

205 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 300 67,3 -49709 28,7 86,8% 100,0% 7,2% 20,0% 29,8%

189 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 0 67,7 -26171 28,0 86,1% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

161 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 0 68,0 -17674 27,7 86,8% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%



Avaliando-se as colunas de Wi previsto e realizado da solução ASP nas Tabelas 5.9, 5.10 e

5.11 é possível comprovar o impacto da mudança nas curvas de permeabilidade relativa do sistema

água/óleo e consequente melhora da injetividade obtida quando comparado com a injeção da

solução polimérica. Mesmo com essa melhora na injetividade, o modelo do RES 2 não conseguiu

atingir as cotas de injeção requeridas na maioria dos casos e continuou com fatores de recuperação

inferiores ao caso somente com injeção de água até o ano 33. Para o RES 2 os piores fatores de

recuperação foram obtidos com o maior banco de injeção (23 a 28 anos), com a concentração mais

alta de polímero (800 ppm) e mais baixa de surfactante (0,1%) no banco principal e com a

concentração mais alta de polímero no pós banco de solução polimérica (800 ppm). Os melhores

resultados foram com o menor banco ASP (23 a 25 anos), concentração mais baixa de polímero e

mais alta de surfactante no banco principal e sem a presença do pós-banco de solução polimérica (0

ppm de polímero no pós-banco). Para o RES 2 a pressão média final, assim como nos casos de

injeção de polímero, está associada à injetividade atingida e com o fator de recuperação obtido.

Para os RES 1 e 3 os piores fatores de recuperação foram encontrados com a vazão de

injeção mais baixa (38,14 m³/d), banco de injeção mais curto (23 a 25 anos), concentrações de

polímero e surfactante mais baixas no banco principal (300 ppm e 0,1%) e concentração de

polímero mais alta (800 ppm) no pós-banco de solução polimérica. Os melhores resultados

encontrados para estes casos foram para o banco de injeção de maior duração (23 a 28 anos), vazão

de injeção mais alta (152,6 m³/d), concentração de polímero mais baixa (300 ppm) e de surfactante

mais alta (0,2%) no banco principal e sem o pós-banco de solução polimérica (0 ppm de polímero

no pós-banco). Para ambos os casos, RES 1 e 3, a injeção da solução ASP trouxe em todas as

combinações dos parâmetros analisados fatores de recuperação melhores do que a continuação da

injeção de água até o ano 33.

A coluna ΔWp apresentada nas Tabelas 5.9, 5.10 e 5.11, calculada como a diferença da água

produzida entre cada caso estudado de injeção de ASP e os casos com a manutenção de injeção de

água até o ano 33, mostra que para todos os casos analisados a partir dos RES 2 e 3 e para cerca de

metade dos casos derivados do RES 1 houve uma redução da produção de água com a aplicação do

processo ASP.

As Figuras 5.17, 5.18 e 5.19 apresentam os diagramas de Pareto para os seis parâmetros

operacionais analisados tendo o FR como variável resposta. Nos diagramas podem ser visualizados,

em ordem decrescente, os efeitos padronizados estimados dos parâmetros e de suas interações para

um intervalo de confiança de 95,0%. O diagrama apresenta os termos lineares (L) e quadráticos (Q)

dos efeitos principais e apresenta também as interações de segunda ordem.



Variável – FR(%) – 33 anos – RES 1


RES 1.



RES 2.




RES 3.

Analisando os diagramas das Figuras 5.17, 5.18 e 5.19 pode-se verificar que todos os seis

fatores analisados são estatisticamente significativos para os casos RES 1, 2 e 3. Para os casos RES

1 e 3, Figuras 5.16 e 5.18, os parâmetros vazão de injeção, banco de injeção e concentrações de

surfactante e álcali no banco principal têm efeito positivo, ou seja, existe um impacto positivo no

fator de recuperação quando estes parâmetros são variados dos seus níveis mínimos para os seus

níveis máximos. Já os parâmetros concentração de polímero no banco principal e no pós-banco de

solução polimérica têm efeito principal negativo, logo, o aumento da concentração de polímero em

ambos os bancos levam a uma redução do fator de recuperação final. Essa redução pode ser

justificada, mais uma vez, pela queda de vazão do poço injetor com o aumento da viscosidade da

água e queda da permeabilidade da rocha devido à adsorção de polímero, o que causa queda da

pressão do reservatório e diminuição da produtividade nos poços produtores.

Para o RES 2, Figura 5.18, os parâmetros vazão de injeção e concentrações de surfactante e

álcali no banco principal têm efeito positivo. Já os parâmetros concentração de polímero no banco

principal e no pós-banco de solução polimérica e o banco de injeção apresentaram efeito principal

negativo. Conforme discutido anteriormente, mesmo com uma melhora na injetividade obtida com

relação à injeção somente de polímero, a injeção da solução ASP não atingiu a cota de injeção




necessária para a manutenção da pressão do reservatório em níveis adequados, desta forma, quanto

maior o banco de injeção ASP, menor o fator de recuperação obtido.

Para os RES 1 e 3 as interações de segunda ordem estaticamente significativas foram entre

os parâmetros: vazão de injeção e concentração de polímero, vazão de injeção e concentração de

surfactante, banco de injeção e vazão de injeção, banco de injeção e concentração de polímero,

banco de injeção e concentração de polímero no pós-banco, concentração de polímero no banco

principal e concentração de polímero no pós-banco, banco de injeção e concentração de surfactante

e concentração de polímero e concentração de surfactante. O RES 1 apresentou ainda as interações

entre concentração de surfactante e concentração de polímero no pós banco e vazão de injeção e

concentração de polímero no pós-banco como estatisticamente significativas.

Para o RES 2 as interações significativas foram: banco de injeção e concentração de

polímero, banco de injeção e concentração de polímero no pós-banco, concentração de polímero e

concentração de polímero pós-banco, banco de injeção e concentração de surfactante, vazão de

injeção e concentração de polímero, concentração de polímero e concentração de álcali,

concentração de álcali e concentração de surfactante, vazão de injeção e concentração de surfactante

e banco de injeção e vazão de injeção.

Foram selecionadas as 5 interações de segunda ordem entre os parâmetros operacionais mais

importantes em cada reservatório. A análise destas interações será realizada através da metodologia

da superfície de resposta. Para a geração das superfícies de resposta nesta seção os parâmetros

concentração de polímero no banco principal e no pós-banco foram mantidos em seus níveis

mínimos, os demais parâmetros, vazão de injeção, concentrações de álcali e surfactante e banco de

injeção foram mantidos em seus níveis máximos.

Para o RES 1 e RES 3 as 5 interações mais significativas, identificadas nos diagramas de

Pareto das Figuras 5.17 e 5.19, são coincidentes. As Figuras 5.20, 5.21, 5.22, 5.23 e 5.24 mostram,

respectivamente, as superfícies de resposta das interações entre concentração de polímero e vazão

de injeção, concentração de surfactante e vazão de injeção, vazão de injeção e banco de injeção,

concentração de polímero e banco de injeção e concentração de polímero no pós-banco e banco de

injeção, todas sobre o fator de recuperação (no ano 33) para o RES 1 e RES 3. Observando-se estas

figuras é possível perceber que os comportamentos das interações são semelhantes em todos os

casos para o RES 1 e RES 3, com regiões de máximo e mínimo coincidentes, sendo que os fatores

de recuperação obtidos pelo RES 3 são maiores.



Figura 5.20. Superfície de resposta – interação entre concentração de polímero e vazão de injeção

sobre FR para o RES 1 e RES 3.

Figura 5.21. Superfície de resposta – interação entre concentração de surfactante e vazão de injeção


Variável FR (%) – 33 anos – RES 1






Figura 5.22. Superfície de resposta – interação entre vazão e banco de injeção sobre FR para o RES

1 e RES 3.









Figura 5.24. Superfície de resposta – interação entre concentração de polímero no pós-banco e

banco de injeção sobre FR para o RES 1 e RES 3.

Analisando a Figura 5.20 observa-se que as regiões de máximo FR acontecem com a

combinação do nível máximo da vazão de injeção (152,6 m³/d) com o nível mínimo da

concentração de polímero (300 ppm). O mínimo FR para os dois casos (RES 1 e RES 3) acontece

para a menor vazão de injeção (38,14 m³/d) e menor concentração de polímero (300 ppm). Em

ambas as curvas é possível perceber uma região com fatores de recuperação intermediários, onde,

para a vazão de injeção em seu menor nível (38,14 m³/d), quando se obtêm as mesmas injetividades

para a solução com 300 ou 800 ppm de polímero, a injeção da solução com concentração mais alta

de polímero, 800 ppm, obtém melhor fator de recuperação. Esta situação acontece por exemplo nos

casos 117 e 74, 111 e 4, 170 e 180, derivados do RES 3, apresentados na Tabela B.6 do Apêndice

B. Na seção anterior, avaliação da injeção de polímero, não foi possível avaliar esta situação devido

às baixas injetividades obtidas em todos os casos avaliados.

A Figura 5.21 mostra que a combinação da máxima vazão de injeção (152,6 m³/d) com a

máxima concentração de surfactante (0,2% pp) leva à maximização do fator de recuperação para o

RES 1 e RES 3. Já o mínimo fator de recuperação é obtido com a combinação da mínima vazão de

injeção (38,14 m³/d) com a mínima concentração de surfactante (0,1% pp).

Observando-se o comportamento da superfície de resposta da Figura 5.22, conclui-se que o

máximo FR ocorre para o maior banco de injeção (23 a 28 anos) associado à máxima vazão de

injeção (152,6 m³/d) e o mínimo FR para o menor banco de injeção (23 a 25 anos) em conjunto com

Variável FR (%) – 33 anos – RES 1 Variável FR (%) – 33 anos – RES 3



a menor vazão de injeção (38,14 m³/d), ou seja, o FR obtido está relacionado ao volume total

injetado da solução ASP, quanto maior o volume injetado maior o FR.

As Figuras 5.23 e 5.24 apresentam a interação das concentrações de polímero no banco

principal e pós-banco com o banco de injeção. Analisando-se estas figuras percebe-se um

comportamento semelhante para as duas interações em ambos os reservatórios (RES 1 e RES 3). O

fator de recuperação é máximo para o maior banco de injeção associado à mínima concentração de

polímero no banco principal e no pós-banco. Conforme discutido anteriormente, o aumento da

concentração do polímero leva à queda da injetividade obtida e consequente queda de

produtividade.

A Figura 5.25 mostra as superfícies de resposta das 5 interações mais importantes entre os

parâmetros operacionais da injeção de solução ASP sobre FR para o RES 2. A Figura 5.25.A mostra

a interação entre a concentração de polímero e o banco de injeção, observando a superfície de

resposta é possível perceber que a concentração mais alta de polímero (800 ppm) associada ao

maior banco de injeção da solução ASP (23 a 28 anos) leva ao menor fator de recuperação,

enquanto a menor concentração de polímero (300 ppm) em conjunto com o menor banco de injeção

(23 a 25 anos) está associado ao máximo fator de recuperação. Conforme discutido na análise da

Tabela 5.10, os resultados encontrados para o RES 2 com injeção da solução ASP, devido às baixas

injetividades obtidas, foram piores que a aplicação somente da injeção de água neste mesmo

reservatório. Por este motivo, quanto mais curto o banco de solução ASP injetado e quanto menos

viscosa esta solução (maiores injetividades obtidas) maior o FR obtido para o RES 2.

Na Figura 5.25.B é apresentada a interação entre a concentração de polímero no pós-banco e

o banco de injeção. Percebe-se que o máximo FR ocorre para a mínima concentração de polímero

no pós-banco (0 ppm), ou seja, para a ausência do pós-banco associado ao menor banco de injeção

principal (23 a 25 anos). A região de mínimo FR acontece para a combinação da máxima

concentração de polímero no pós-banco com qualquer banco de injeção.

A Figura 5.25.C mostra a interação entre a concentração do polímero no pós-banco com a

concentração de polímero no banco principal. Verifica-se que o máximo FR ocorre para a

combinação do menor nível da concentração de polímero pós-banco (0 ppm), ausência de pós-

banco, com o menor nível da concentração de polímero no banco principal (300 ppm). O mínimo

FR acontece para a combinação dos níveis (0) ou (+1) (300 ou 800 ppm) de concentração de

polímero no pós-banco com o maior nível do banco de injeção (23 a 28 anos).

A Figura 5.25.D mostra a superfície de resposta da interação entre concentração de

surfactante e banco de injeção. O mínimo fator de recuperação ocorre para a combinação do maior

banco de injeção (23 a 28 anos) com a menor concentração de surfactante (0,1% pp) e o máximo



fator de recuperação ocorre para o menor banco de injeção (23 a 25 anos) com qualquer nível de

concentração do surfactante ou para o nível intermediário ou máximo do banco de injeção (23 a 26

anos ou 23 a 28 anos) com a concentração de surfactante no seu nível máximo (0,2% pp).

A Figura 5.25.E mostra a interação da concentração de polímero no banco principal com a

vazão de injeção. Nesta superfície de resposta é possível perceber uma independência quase total da

variável vazão de injeção, fato que ocorre devido às baixas injetividades obtidas para o RES 2,

independente da restrição de vazão de injeção imposta ao sistema as vazões injetadas ficam todas

próximas ao nível mínimo da vazão de injeção (colunas Wi da solução ASP previsto e realizado,

Tabela B.5, Apêndice B). O fator de recuperação mínimo está associado à maior concentração de

polímero (800 ppm) para qualquer nível da vazão de injeção e o fator de recuperação máximo para

a concentração mínima de polímero (300 ppm) para qualquer vazão de injeção.



(A) (B)

(C) (D)

(E)

Figura 5.25. Superfícies de resposta – interações mais importantes entre os parâmetros operacionais

da injeção de solução ASP sobre FR para o RES 2.




5.2.2 Comportamento do reservatório submetido ao processo de injeção da solução

ASP

Nesta seção é apresentada uma análise do comportamento do reservatório quando submetido

ao processo de injeção da solução ASP. Os mecanismos de produção e as características do método

serão abordados com o auxílio de gráficos e mapas 3D.

Para esta análise selecionaram-se, a partir da análise de sensibilidade dos parâmetros

operacionais da injeção da solução ASP sobre o RES 1, Tabela B.4 do Apêndice B, os casos 84 e

196. O Caso 84 apresentou um FR intermediário, possui um banco de injeção mais curto (23 a 25

anos), uma concentração de álcali, surfactante e polímero estão em seus níveis máximos, 1,25 p.p.,

0,2 p.p. e 800 ppm, respectivamente, e existe um pós-banco de solução polimérica com

concentração de polímero de 300 ppm. O Caso 196 apresentou o melhor FR obtido com a injeção

de ASP no RES 1, avaliou um banco de injeção mais longo (23 a 28 anos), a concentração de

polímero no banco principal foi de 300 ppm e as concentrações de álcali e surfactante de

respectivamente, 1,25 p.p. e 0,2 p.p., neste caso não existe pós-banco de solução polimérica. Os

dois casos possuem a mesma restrição para a vazão de injeção, 152,6 m³/d, referente a 20% do

volume poroso com óleo/ano. Um resumo das condições operacionais e dos fatores de recuperação

obtidos para os Casos 84 e 196 e para a injeção de água no RES 1 estão na Tabela 5.12. Para

facilitar a descrição dos casos estudados no texto, o Caso 84 será denominado RES 1.3 e o Caso

196, RES 1.4.

Tabela 5.12. Resumo das condições operacionais e fatores de recuperação dos Casos 84, 196 e do RES 1 com injeção de água.

RES Caso

Banco de

injeção (anos)

Conc. pol.

(ppm)

Conc. álcali (%pp)

Conc. surf.

(%pp)

Conc. pol. pós-

banco (ppm)

Qinj ASP

prevista (m³/d)

Qinj ASP

realizada (m³/d)

Qinj pós-

banco previsto (m³/d)

Qinj pós-

banco realizado

(m³/d)

FR (%)

RES 1 IA 3 a 33 0 0,00 0 0 - - - - 50,7

RES 1.3 84 23 a 25 800 1,25% 0,2% 300 152,6 42,73 76,3 23,65 54,6

RES 1.4 196 23 a 28 300 1,25% 0,2% 0 152,6 113,84 - - 66,3



As Figuras 5.26, 5.27, 5.28, 5.29 e 5.30 mostram, respectivamente, os gráficos das produções

acumuladas de óleo, das produções acumuladas de água e corte de água produzida, das produções

bruta e de óleo instantâneas, da pressão média dos reservatórios e das injeções acumuladas de água

pelo tempo para os RES 1.3, 1.4 e para o RES 1 somente com a injeção de água.


injeção de água.

22 24 26 28 30 32 34 Tempo (anos)



Figura 5.27. Gráfico da produção acumulada de água e corte de água de produção pelo tempo, RES

1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.

Figura 5.28. Gráfico das produções bruta e de óleo instantâneas pelo tempo, RES 1.3, RES 1.4 e

RES 1 com injeção de água.

24 26 28 30 32 34 Tempo (anos)

22 24 26 28 30 32 34 Tempo (anos)

Vazão bruta - RES 1.4




injeção de água.


injeção de água.

22 24 26 28 30 32 34 Tempo (anos)

22 24 26 28 30 32 34 Tempo (anos)



Os gráficos apresentados nas Figuras de 5.26 a 5.30 possuem data de início no ano 20, até o

ano 23 os três casos estão somente sob o efeito da injeção de água e possuem comportamento

semelhante. Avaliando-se os gráficos apresentados nas Figuras 5.26 e 5.28 para o RES 1.4, é

possível verificar que com o início da injeção da solução ASP, ano 23, acontece um aumento

imediato na produção de óleo e na vazão bruta (vazão total de líquido: água + óleo), neste momento

este incremento é resultado apenas do aumento da pressão no reservatório, Figura 5.29, como

consequência do aumento da vazão de injeção, Figura 5.30. A partir do ano 25 percebe-se um novo

aumento na produção de óleo com queda na vazão bruta, Figura 5.28, associado à queda do corte de

água produzido, Figura 5.26, e ao aumento da pressão média do reservatório, Figura 5.28. Neste

momento, acontece a chegada de uma frente de óleo, mobilizada pela solução ASP, aos poços

produtores mais próximos do injetor e a pressão aumenta como consequência da redução da

produção de água devido à sua redução de mobilidade. No ano 28, final do banco ASP para o RES

1.4, as produções bruta e de óleo voltam a cair acompanhando a pressão média devido à queda da

vazão de injeção com o retorno da injeção de água.

Para o RES 1.3 o início da injeção da solução ASP no ano 23 é acompanhado por uma queda

de injetividade, Figura 5.30. Neste caso, a melhora da permeabilidade relativa à água devido à

redução da tensão interfacial não compensou a redução da mobilidade da mesma devido aos

processos de adsorção e de aumento de viscosidade. Esta queda de injetividade levou a uma redução

de pressão no reservatório, Figura 5.29, com redução das produções bruta e de óleo, Figuras 5.28 e

5.26. No ano 25 com o final do banco ASP e início da injeção do pós-banco de polímero ocorre

uma nova queda de injetividade, queda de pressão e de vazões bruta e de óleo. No ano 27, com o

final do pós-banco e reinício da injeção de água, tem-se um aumento da vazão de injeção, Figura

5.30, seguido de um aumento nas vazões de produção, Figura 5.28. No ano 29 percebe-se uma

queda no corte de água produzida, Figura 5.27, com um aumento da produção de óleo. Neste

momento, chega aos poços produtores mais próximos do injetor uma frente de óleo mobilizado pelo

banco ASP.

Para entender com mais detalhes os mecanismos atuantes nos reservatórios serão

apresentados mapas 3D comparando o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.

As Figuras 5.31A, 5.31B e 5.31C apresentam mapas de saturação de água no tempo,

mostrando como a frente de avanço de água se desloca no reservatório. A partir do ano 23 inicia-se

a injeção da solução ASP, a Figura 5.31A mostra que no ano 24 já há um aumento da saturação de

água (e redução da saturação de óleo) na região lavada pela frente de avanço para o RES 1.3 e RES

1.4 em relação ao caso do RES 1 com injeção de água. O mapa do ano 27, Figura 5.31B, mostra um

maior avanço da frente de injeção para o RES 1.4, que injeta uma solução com menor concentração



de polímero e obtém maior injetividade. É possível observar ainda que RES 1.3 possui uma frente

de avanço com o perfil mais vertical, consequência da menor mobilidade da solução injetada (maior

viscosidade e menor permeabilidade da rocha devido à maior adsorção de polímero). No ano 27 é

finalizada a injeção da solução ASP e inicia-se o pós-banco de solução polimérica no RES 1.3, este

pós-banco tem duração de 2 anos com posterior injeção de água para deslocamento final. No ano 28

é finalizada a injeção de solução ASP no RES 1.4, neste caso não existe pós-banco de solução

polimérica e já se inicia a injeção de água final. A Figura 5.31C, no final da produção do campo,

mostra a chegada da frente de injeção nos poços produtores mais próximos ao injetor para o RES

1.3 e RES 1.4. É possível verificar que o RES 1.4 apresentou uma melhor eficiência de

deslocamento, ligado ao maior volume do banco de injeção da solução ASP, tanto pela maior

injetividade obtida quanto pela sua maior duração. Para o RES 1.3 é possível verificar que ocorreu

um aumento da razão de mobilidades, a frente de avanço deixa de ter um perfil vertical e há uma

tendência à canalização do banco de injeção em direção aos poços produtores mais próximos,

possivelmente a água injetada para deslocamento final ultrapassou a barreira do pós-banco de

solução polimérica, ultrapassando também o banco de solução ASP.



Ano 24 – RES 1.3 Ano 24 – RES 1.4

Ano 24 – Injeção de água

Figura 5.31A. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água – Ano 24




Saturação de água Ano 27 – RES 1.3 Ano 27 – RES 1.4


Figura 5.31B. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água – Ano 27



Ano 33 – RES 1.3 Ano 33 – RES 1.4



Figura 5.31C. Mapa da saturação de água para os RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água – Ano 33



Os mecanismos envolvidos na injeção de solução ASP são: a mudança da permeabilidade

absoluta da rocha, associado às adsorções de surfactante e polímero, a mudança na viscosidade do

fluido deslocante, conforme visto na injeção de polímero, estes dois fenômenos levam à redução da

razão de mobilidades água/óleo, e a redução da tensão interfacial entre a solução aquosa e o óleo, o

que leva à mobilização do óleo residual. Os mapas seguintes avaliam como estes mecanismos

acontecem durante a produção do campo.

As Figuras 5.32A, 5.32B e 5.32C mostram mapas de viscosidade da água no tempo. Estes

mapas possibilitam a visualização do deslocamento da frente de avanço, e como os bancos de

injeção possuem diferentes viscosidades, é possível verificar a ocorrência de possíveis canalizações

entre os bancos de injeção. No ano 24, Figura 5.32A, observa-se o início da injeção da solução ASP

com uma viscosidade de 20,16 cP para o RES 1.3 e 5,10 cP para o RES 1.4. No ano 25, Figura

5.32A, se dá o início da injeção da solução polimérica para o RES 1.3, é possível verificar no mapa

uma queda da viscosidade do fluido próximo ao poço injetor para cerca de 5 cP e vê-se um avanço

do pós-banco de solução polimérica (que possui menor viscosidade) sobre o banco principal. No

ano 27, Figura 5.32B, o pós-banco é finalizado e inicia-se a injeção de água para o RES 1.3. No ano

28, Figura 5.32B, é possível verificar a existência de uma pequena extensão do banco de injeção

para o RES 1.3, que neste momento possui uma viscosidade intermediária entre a viscosidade do

banco principal e do pós-banco. Verifica-se também a tendência de canalização da água de injeção

através deste banco. Com este mapa é possível perceber que o pós-banco não cumpriu com o

objetivo esperado de isolar o banco principal de solução ASP da injeção de água para deslocamento.

No ano 28 é possível, ainda, verificar o início da injeção de água e a chegada do banco de solução

ASP aos poços produtores mais próximos ao injetor para o RES 1.4. No ano 30, Figura 5.32C,

ocorre a canalização da água para os poços produtores mais próximos do injetor do RES 1.3, neste

momento o banco de injeção principal e o pós-banco já foram bastante diluídos pela água de

injeção. Para o RES 1.4 observa-se também uma tendência de canalização da água, para este caso o

banco de injeção já havia se propagado por uma maior área do reservatório, aumentando a

eficiência do método. No ano 33, Figura 5.32C, verifica-se uma diluição quase total dos bancos de

injeção do RES 1.3 e RES 1.4.

Com os mapas de viscosidade da Figura 5.32 é possível perceber também a segregação

gravitacional do polímero que gera um aumento na viscosidade da água na base dos reservatórios.

Os mapas da Figura 5.33, 5.34 e 5.35 mostram a adsorção do polímero e do surfactante e o

consumo de álcali, modelado no sistema como uma adsorção reversível, através dos reservatórios

RES 1.1 e RES 1.2 no ano 33. Na Figura 5.33 é possível perceber um maior nível de adsorção de

polímero no RES 1.3, devido à maior concentração injetada do componente. Neste reservatório a



adsorção atinge 5,9x10-6 mol/m3, próximo ao nível máximo fornecido ao simulador 6,5x10-6

mol/m3. Para o RES 1.4, a adsorção do polímero fica em torno de 5,2x10-6 mol/m³. Na Figura 5.34

vê-se que a adsorção do surfactante atingiu o nível de 1,4 mol/m³ para os dois reservatórios, o nível

máximo fornecido ao simulador foi 1,54 mol/m³. A Figura 5.35 mostra um consumo de álcali de

cerca de 66 mol/m³ para os dois reservatórios. Neste caso, o consumo máximo fornecido ao

simulador foi 68 mol/m³. Para o álcali é possível perceber que, como o processo de adsorção foi

considerado como reversível, com a passagem de outros bancos de injeção após o banco principal a

adsorção cai até que atinge o nível de praticamente zero adsorção. Este processo não ocorre para o

polímero e o surfactante que possuem um nível de adsorção residual igual à adsorção máxima, ou

seja, a adsorção foi considerada como completamente irreversível.

As Figuras 5.36A, 5.36B e 5.36C mostram a evolução da tensão interfacial nos reservatórios

RES 1.3 e RES 1.4 com a entrada dos componentes álcali e surfactante. No ano 25, Figura 5.36A, é

possível verificar, na região atrás da frente de avanço do banco ASP, uma queda da tensão

interfacial de 24,5 dyna/cm para 0,003 dyna/cm. Como existe uma grande variação nos valores da

tensão interfacial, para cada mapa foi realizado um corte na região da frente de avanço para analisa-

la com mais detalhes. No ano 30, Figura 5.36B, é possível verificar uma diluição da frente de

avanço principalmente para o caso do RES 1.3 que passa a ter valores de tensão interfacial atrás da

frente de avanço variando entre 0,03 dyna/cm até 24,5 dyna/cm junto ao poço injetor. No final da

produção do campo, ano 33 (Figura 5.36C), é possível perceber que para o RES 1.4 ainda existe um

banco ASP preservado com tensões interfaciais de 0,003 dyna/cm, para o RES 1.3 o banco foi

completamente diluído e apresenta tensões interfaciais da ordem de 0,8 dyna/cm.

Acompanhar a razão de mobilidades água óleo na frente de avanço do processo ASP torna-

se complicado devido às variações simultâneas de saturação de fluidos, de permeabilidades efetivas

à agua e ao óleo, devido aos processos de adsorção e alteração da tensão interfacial, e da

viscosidade do fluido deslocante. Desta forma, decidiu-se apresentar as mobilidades da fase água e

óleo de forma isolada. As Figuras 5.37 (A e B) e 5.38 mostram a evolução das mobilidades da água

e do óleo durante a injeção da solução ASP no RES 1.1 e RES 1.2. A Figura 5.37A, ano 24, mostra

a formação de um banco de água com menor mobilidade para ambos os reservatórios, para o caso

1.3 a mobilidade da água mínima fica em torno de 2 mD/cP enquanto para o RES 1.4 a mobilidade

mínima fica em torno de 4,5 mD/cP, fato que é explicado pela maior concentração de polímero no

fluido injetado pelo RES 1.3 e pelo maior nível de adsorção de polímero (maior redução da

permeabilidade). Esta menor mobilidade obtida para o RES 1.3 justifica a menor injetividade obtida

para este reservatório. Na Figura 5.37B (ano 28) é possível observar o deslocamento da frente de

água com baixa mobilidade em direção aos poços produtores. Esta frente garante uma melhor



eficiência no deslocamento do óleo e tem o efeito secundário de redução da produção de água.

Junto ao poço injetor verifica-se a formação de uma frente de água com alta mobilidade. Neste

momento, ambos os reservatórios injetam água pura (baixa viscosidade) e a saturação de água desta

região é máxima, já que boa parte o óleo residual foi removido pelo processo ASP, tornando a

permeabilidade efetiva à água bastante alta.

A Figura 5.38A mostra a mobilização de bancos de óleo para os RES 1.3 e RES 1.4 no ano

24, sendo que o segundo se mostra mais eficiente devido à maior injetividade obtida e a maior área

lavada pelo banco ASP. No ano 28, Figura 5.38B, é possível verificar o deslocamento do óleo

mobilizado pelo processo ASP em direção aos poços produtores. Comparando-se os dois casos

estudados com o processo de injeção de água, é possível perceber que o óleo deslocado nos RES 1.3

e 1.4 possui mobilidade muito baixa para o caso com injeção de água, óleo residual, e seria

provavelmente deixado para trás ao final da produção do campo.

A injeção da solução ASP no reservatório em estudo cumpriu, de forma geral, com os papéis

esperados de correção de mobilidade da água e redução da tensão interfacial com a mobilização do

óleo residual. A injeção do banco com maior concentração se mostrou menos eficiente devido à

baixa injetividade obtida com consequente menor volume de banco injetado (e posterior canalização

da água em direção aos poços produtores) e atraso em seu deslocamento. O pós-banco avaliado para

o RES 1.3 não trouxe o benefício esperado de isolamento do banco ASP da injeção de água de

deslocamento e ainda levou à queda de injetividade e atraso no deslocamento do banco ASP.



Ano 24 – RES 1.3 Ano 24 – RES 1.4


Ano 25 – RES 1.3 Ano 25 – RES 1.4

Figura 5.32A. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 24 e 25



Ano 27 – RES 1.3

Ano 28 – RES 1.3

Ano 27 – RES 1.4

Ano 28 – RES 1.4


Figura 5.32B. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 27 e 28



Ano 30 – RES 1.3

Ano 33 – RES 1.3

Figura 5.32C. Mapa da viscosidade da água para os RES 1.3, RES 1.4 – Anos 30 e 33

Ano 30 – RES 1.4

Ano 33 – RES 1.4




Figura 5.33. Mapas da adsorção do polímero para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33.

Ano 33 – RES 1.3 Ano 33 – RES 1.4

Adsorção de polímero (mol/m³)



Figura 5.34. Mapas da adsorção do surfactante para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33.

Adsorção de surfactante (mol/m³)

Ano 33 – RES 1.3 Ano 33 – RES 1.4



Figura 5.35. Mapas do consumo do ácali durante o processo de injeção para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33.

Consumo de álcali (mol/m³)

Ano 33 – RES 1.3 Ano 33 – RES 1.4



Tensão Interfacial (dyna/cm³)

Ano 25 – RES 1.3 Ano 25 – RES 1.4

Ano 25 – RES 1.3 – frente de avanço Ano 25 – RES 1.4 – frente de avanço

Figura 5.36A. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 30.




Ano 30 – RES 1.3 Ano 30 – RES 1.4

Ano 30 – RES 1.3 – frente de avanço Ano 30 – RES 1.4 – frente de avanço

Figura 5.36B. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 30.



Figura 5.36C. Tensão interfacial solução ASP/óleo para o RES 1.3 e RES 1.4 no ano 33.


Ano 33 – RES 1.3 Ano 33 – RES 1.4

Ano 33 – RES 1.3 - frente de avanço Ano 33 – RES 1.4 - frente de avanço



Mobilidade da água (mD/cP)

Ano 24 – RES 1.3 Ano 24 – RES 1.4


Figura 5.37A. Mapas da mobilidade da água no ano 24 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.



Ano 28 – RES 1.3 Ano 28 – RES 1.4


Mobilidade da água (mD/cP)

Figura 5.37B. Mapas da mobilidade da água no ano 28 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.



Ano 24 – RES 1.3 Ano 24 – RES 1.4


Mobilidade do óleo (mD/cP)

Figura 5.38A. Mapas da mobilidade do óleo no ano 24 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.



Ano 28 – RES 1.3 Ano 28 – RES 1.4


Mobilidade do óleo (mD/cP)

Figura 5.38B. Mapas da mobilidade do óleo no ano 28 para o RES 1.3, RES 1.4 e RES 1 com injeção de água.



5.3 Comparativo dos RES 1, 2 e 3 com injeção de água, polímero, solução ASP

Este item apresenta uma comparação entre a continuação da injeção de água e a aplicação

dos processos de injeção de polímero e injeção da solução ASP para os RES 1, RES 2 e RES 3.

Foram selecionados os casos das análises de sensibilidade de cada método que obtiveram os

maiores fatores de recuperação para bancos com início após o ano 23 (situação atual do campo). As

Tabelas 5.13, 5.14 e 5.15 apresentam um resumo comparativo dos parâmetros operacionais e dos

fatores de recuperação obtidos para os casos selecionados. A Figura 5.39 mostra os gráficos do fator

de recuperação de óleo e corte de água para os três métodos e três reservatórios. A Figura 5.40

mostra a saturação de óleo no ano 23, início da injeção da solução polimérica e ASP, para os 3

reservatórios. As Figuras 5.41A, 5.41B e 5.41C mostram a saturação de óleo ao final da produção

do campo (ano 33) para os três métodos e três reservatórios.

Tabela 5.13 – Comparativo dos métodos de injeção de água, polímero e ASP para o RES 1.

Caso Método Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. polímero

(ppm)

Conc. álcali (%pp)

Conc. surfactante

(%pp)

Conc. polímero pós-banco

(ppm)

Wi (água + pol. + ASP)

(m³)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)

IA Injeção de água 3 a 33 57,2 0 0,0% 0,0% 0 627017 50,7 0,0 0,0

20

Polímero – maior FR

(banco após ano 23)

23 a 24

38,1 200 0,0% 0,0% 0 680910,2 51,3 0,6 51995,6

196 ASP - FR

maior 23 a 28

152,6 300 1,25% 0,2% 0 765232 66,3 15,6 106827





Qinj (m³/d)

Conc. polímero

(ppm)

Conc. álcali (%pp)

Conc. surfactante

(%pp)


(ppm)


(m³)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)

IA Injeção de água 3 a 33 27,9 0 0 0 0 230284 36,8 0,0 0

2 Polímero - FR maior

23 a 24

3,4 200 0 0 0 208773 36,3 -0,5 -9880

104 ASP - FR

maior 23 a 25

14,0 300 1,25% 0,2% 0 212662 36,4 -0,4 -8396



Qinj (m³/d)

Conc. polímero

(ppm)

Conc. álcali (%pp)

Conc. surfactante

(%pp)


(ppm)


(m³)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)

IA Injeção de água 3 a 33 76,3 0 0% 0% 0 835774 54,3 0,0 0

35

Polímero - FR maior

(banco após ano 23)

23 a 24

38,1 200 0,0% 0,0% 0 818828 54,3 0,0 -19032

162 ASP - FR

maior 23 a

28 152,6 300 1,25% 0,20% 0 938086 68,0 13,7 -17674



Figura 5.39. Gráficos de corte de água e fator de recuperação do óleo comparativos dos 3 métodos para RES 1, RES 2 e RES 3

RES 1

RES 2

RES 3

24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 Tempo (anos)

24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 Tempo (anos)

24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 Tempo (anos)



RES 1 – Ano 23 RES 2 – Ano 23

RES 3 – Ano 23

Figura 5.40. Mapas de saturação de óleo no ano 23 para o RES 1, RES 2 e RES 3

Saturação de óleo



RES 1 – Injeção de solução polimérica RES 1 – Injeção de solução ASP

RES 1 – Injeção de água


Figura 5.41A. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 1.






Figura 5.41B. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 2.



Figura 5.41C. Mapas de saturação de óleo no ano 33, comparativos dos 3 métodos para RES 3






Avaliando-se as Tabelas 5.13, 5.14 e 5.15 é possível verificar que para os RES 1 e RES 3 o

ganho associado à injeção de polímero foi muito pequeno ou nulo. O RES 3 apresentou apenas uma

pequena redução da produção de água. Já para o processo de injeção da solução ASP, o ganho de

produção de óleo em ambos os casos foi bastante expressivo, e trouxe ainda o benefício da redução

de produção de água para o RES 3. Para o RES 2, conforme discutido anteriormente, as baixas

injetividades obtidas comprometeram os resultados dos 2 métodos, que obtiveram fatores de

recuperação para o óleo menores que a injeção de água.

Os gráficos da Figura 5.39 mostram para o RES 1 e RES 3 o aumento dos fatores de

recuperação do óleo após o início da injeção de solução ASP. Para o RES 3 o ΔFR da injeção da

solução ASP em relação à injeção de água é menor do que para o RES 1, devido a saturação de óleo

inicial neste reservatório ser menor (Figura 5.40). É possível verificar, ainda, para o RES 1 e RES 3

o impacto do processo ASP na redução do corte de água produzida. Para a injeção de polímeros não

é possível perceber ganhos expressivos para o fator de recuperação do óleo e para o corte de água

produzida. Para o RES 2, apesar da maior saturação de óleo no reservatório no início dos processos

de injeção de polímero e ASP (Figura 5.40), os gráficos apresentados na Figura 5.39 mostram,

novamente, os resultados ruins obtidos com os 2 processos.

As Figuras 5.41A e 5.41C mostram para os casos de injeção de polímero do RES 1 e RES 3

uma redução da saturação de óleo, com relação ao caso com injeção de água, próximo ao poço

injetor, mostrando que houve uma redução da razão de mobilidade água/óleo e um incremento na

eficiência de varrido nesta área, Entretanto, com as baixas injetividades, não foi possível realizar

um deslocamento eficiente do banco de solução polimérica até os poços produtores. Para o RES 2,

Figura 5.41B, com o pequeno volume de solução polimérica injetada (0,8% VP), não foi possível

observar melhora na eficiência de varrido. Os mapas de saturação de óleo, Figuras 5.41A, 5.41B e

5.41C, para os casos de injeção de solução ASP mostram que para os três reservatórios houve uma

grande redução na saturação de óleo da área atingida pelo banco de injeção, incremento da

eficiência de deslocamento, e o perfil vertical encontrado nas três frentes de avanço mostram a

obtenção de uma razão de mobilidades água/óleo adequada, levando a uma boa eficiência de

varrido. Para o RES 2, a área atingida pelo banco ASP foi pequena (pequeno volume de solução

injetado devido à baixa injetividade obtida) e o óleo adicional mobilizado não compensou a queda

de produtividade do reservatório devido à queda de injetividade da solução ASP.

Capítulo 6

Conclusões e recomendações

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Capítulo 6: Conclusões e recomendações


6 Conclusões e recomendações

Este capítulo contém as principais conclusões obtidas das análises de sensibilidade dos

processos de injeção de polímero e solução ASP nos reservatórios selecionados e algumas

recomendações para trabalhos futuros.

6.1 Conclusões

A partir das simulações dos processos de injeção de solução polimérica e de solução ASP

realizadas nos reservatórios selecionados, que são reservatórios de óleo médio com características

do Nordeste Brasileiro, foi possível obter as seguintes conclusões:

• O processo de injeção de polímero em bancos de injeção com início após o ano 23

(reservatórios em estágio avançado da injeção de água) trouxe variações pequenas se

comparado à injeção de água, tanto em termos de fator de recuperação do óleo quanto

de redução do corte de água produzida. Foi observado que o processo cumpriu o

objetivo de corrigir a razão de mobilidades água/óleo. Entretanto, as baixas

injetividades obtidas comprometeram os resultados do método. Essas baixas

injetividades podem ter sido obtidas devido ao simulador considerar a solução

polimérica como fluido Newtoniano. Os melhores casos avaliados de bancos de

injeção com início mais prematuro nos reservatórios de melhores condições

permoporosas tiveram resultados positivos, com fatores de recuperação incrementais

de 4,4 p.p. e 2,6 p.p. (que representam, respectivamente, 8,67% e 5,13% de

incremento do FR). Entretanto, se comparados ao método de injeção de água, esses

casos apresentam um atraso na produção do óleo devido ao deslocamento mais lento

da frente de avanço da injeção com as menores vazões de injeção obtidas;

• Para os parâmetros operacionais avaliados no processo de injeção de polímeros (vazão

de injeção, concentração de polímero na solução e duração do banco de injeção) pode-

se concluir que, dentro dos intervalos avaliados, apenas a concentração de polímero se

mostrou estatisticamente significativa para os reservatórios de boas condições

permoporosas. Existe um impacto negativo no fator de recuperação quando a



concentração de polímero é variada do seu nível mínimo (200 ppm) para o seu nível

máximo (400 ppm). Esse fato se explica pela queda de vazão do poço injetor em

decorrência do aumento da viscosidade da água e pela queda da permeabilidade

absoluta da rocha devido à adsorção de polímero, o que causa uma queda da pressão

do reservatório e diminuição da produtividade nos poços produtores. Para o

reservatório de condições permoporosas ruins, o fator estatisticamente significativo foi

a duração do banco de injeção. Para esse caso, o benefício da correção da mobilidade

da água com a injeção de polímero não foi capaz de compensar o efeito da queda da

vazão de injeção com o aumento da viscosidade da água. Desta forma, quanto menor o

tempo de injeção de polímero, maior o fator de recuperação obtido. Para os

reservatórios de boa condição permoporosa a adoção de maiores bancos de injeção

associados a maiores vazões de injeção (maiores volumes de solução polimérica

injetada) maximizam o FR.

• Em comparação com a injeção de água, a aplicação do processo de injeção da solução

ASP em reservatórios de boa condição permoporosa resultou em fatores de

recuperação incrementais de 15,6 p.p. e 13,7 p.p. (que representam, respectivamente,

30,7% e 25,2% de incremento do FR). Além disso, houve também queda de 8,1% e

11,4% no corte de água produzida para esses casos. Mesmo para reservatórios com

saturação de óleo mais baixa no início do processo e atuação mais intensa do aquífero,

com possibilidade de diluição dos componentes injetados (álcali, surfactante e

polímero), os ganhos obtidos foram expressivos tanto no fator de recuperação quanto

na redução do corte de água produzida. Para o reservatório de condições

permoporosas ruins, assim como no caso da injeção de polímero, o método foi

comprometido pelas baixas injetividades obtidas e resultou em fatores de recuperação

mais baixos que os proporcionados pela injeção de água. Foi possível observar que o

processo cumpriu os objetivos de melhora nas eficiências de varrido e de

deslocamento do óleo nas áreas atingidas pelo banco de injeção para os três

reservatórios estudados.

• Foi possível verificar uma melhora na injetividade obtida no processo de injeção de

solução ASP em relação à injeção de polímero devido ao efeito da redução da IFT

entre a solução ASP e o óleo.



• Todos os parâmetros operacionais avaliados no processo de injeção de solução ASP

(vazão de injeção, concentração de polímero, álcali e surfactante no banco principal,

concentração de polímero no pós-banco e duração do banco de injeção) se mostraram

estatisticamente significativos, dentro dos intervalos estudados, para todos os casos

avaliados. Para reservatórios de boa condição permoporosa, os parâmetros vazão de

injeção, duração do banco de injeção e concentrações de surfactante e álcali no banco

principal apresentam um impacto positivo no fator de recuperação quando estes

parâmetros são variados dos seus níveis mínimos para os seus níveis máximos. Já os

parâmetros concentração de polímero, tanto no banco principal quanto no pós-banco

de solução polimérica, têm efeito principal negativo, isto é, o aumento da

concentração de polímero em ambos os bancos leva a uma redução do fator de

recuperação final. Para o reservatório de condições permoporosas ruins, os

parâmetros vazão de injeção e concentrações de surfactante e álcali no banco principal

têm efeito positivo, enquanto os parâmetros concentração de polímero (tanto no banco

principal quanto no pós-banco de solução polimérica) e a duração do banco de injeção

apresentaram efeito principal negativo.

• Diferentemente do que ocorre no caso da injeção de polímero, para a injeção do banco

ASP é possível efetuar uma comparação entre os efeitos das concentrações baixa e alta

de polímero (300 e 800 ppm, respectivamente), visto que as injetividades obtidas se

equivalem nas duas situações. Mantendo-se os demais parâmetros operacionais

constantes, essa comparação mostra que a injeção da solução com concentração mais

alta de polímero (800 ppm) fornece um melhor fator de recuperação.

• Pelos diagramas de Pareto analisados para os 3 casos sob injeção da solução ASP,

observou-se que o fator de recuperação é maximizado com a ausência do pós-banco de

solução polimérica. Na análise do caso que injetou um pós-banco com duração de 2

anos, vazão de injeção média de 3% VP/ano e concentração de polímero de 300 ppm,

verificou-se que o pós-banco não trouxe o benefício esperado de isolamento do banco

ASP da injeção de água de deslocamento final, além de ter levado à queda de

injetividade e ao atraso no deslocamento do banco ASP.



6.2 Recomendações

• Realizar para os processos de injeção de polímero e solução ASP uma análise de

sensibilidade dos parâmetros ligados à interação dos componentes presentes na

solução com o reservatório. Para o polímero estes parâmetros são: volume poroso

acessível, fator de resistência residual e adsorção do componente à rocha. Para o álcali

e surfactante, são: a redução da tensão interfacial pela concentração dos componentes

e seu consumo ou adsorção pelas interações com a rocha. Existem incertezas

associadas à obtenção destes parâmetros e há a possibilidade de variação dos seus

valores ao longo do reservatório.

• Avaliar a utilização, para o processo de injeção de polímero, de um banco de injeção

com queda gradual na concentração de polímero, visando à economia de produto e ao

aumento da injetividade obtida.

• Realizar uma otimização dos parâmetros avaliados para ambos os processos, a partir

dos resultados das análises de sensibilidade encontradas. Avaliar especialmente casos

com baixas concentrações de polímero nos bancos injetados.

• Realizar análise de sensibilidade dos parâmetros não analisados neste estudo para o

processo de injeção da solução ASP: vazão de injeção de água após o banco ASP,

vazão e tamanho do pós-banco de solução polimérica; avaliar também a possibilidade

da redução gradual da concentração de polímero neste pós-banco.

• Realizar uma otimização dos poços produtores ativos utilizando, por exemplo,

monitores de BSW para fechamento dos poços.

• Realizar uma análise econômica do processo de injeção de solução ASP e polimérica,

verificando a viabilidade de implantação destes métodos com os fatores de

recuperação incrementais e redução do corte de água em comparação com o processo

de injeção de água.



• Estudar a possibilidade de aumento da pressão de injeção para ambos os processos,

especialmente para o RES 3, que obteve menores injetividades, considerando a

questão da estabilidade geomecânica do reservatório.

• Avaliar a queda da viscosidade da solução polimérica com o aumento da vazão de

injeção e aumento da taxa de cisalhamento, verificando a possibilidade de

configuração do simulador numérico para tratar a solução polimérica como fluido não

Newtoniano. Esta ação deverá levar ao aumento da injetividade obtida nos poços

injetores.

• Durante o planejamento de um projeto de injeção de solução ASP avaliar os riscos

envolvidos com a injeção do álcali, tais como aumento dos nível de incrustação e

corrosão do sistema de produção e injeção.

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Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Referências bibliográficas


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Apêndice A

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Apêndice A


Apêndice A. Resultados do processo de injeção de água

Com o objetivo de gerar três possíveis cenários para o reservatório em estudo após 20 anos

de injeção de água, foram selecionados seis parâmetros de reservatório (sendo 2 dependentes), em

dois níveis, e um parâmetro operacional, em três níveis, para a realização de um planejamento

fatorial completo. Os parâmetros selecionados foram os considerados de maior incerteza para o

reservatório em estudo. A tabela A.1 lista os parâmetros avaliados e os respectivos valores para

cada nível considerado. As variáveis dependentes são: a permeabilidade absoluta vertical, que está

ligada à porosidade (quando a porosidade é de 21%, a permeabilidade vertical é 50mD; e se a

porosidade é de 28,7% a permeabilidade vertical é 250mD), e os parâmetros da curva de

permeabilidade relativa ao óleo (quando Kro (Swi) = 0,7, no = 3,5; para Kro (Swi) = 0,5 o no = 2,5).

Para o cálculo do influxo de água do aquífero, utilizou-se o método de Carter-Tracy. Para o valor de

reD = 100, este aquífero se comporta como infinito.

Tabela A.1. Fatores e níveis analisados no processo de injeção de água.

Níveis

Parâmetros -1 0 +1

Porosidade (%) 21 28,7

Kh (mD) 50 250

Razão Kv/Kh (%) 10 15

Aquifero reD (re/ro) 1,5 100

Vazão de injeção (% vol, porosos com

óleo/ano) 5 7,5 10

Curva de Kr -1 0 +1

Kro (Swi) 0,7 0,8

no 2,5 3,5



As simulações foram executadas com o auxílio do CMOST da CMG, através da análise de

sensibilidade da variação dos sete parâmetros sobre o fator de recuperação, sendo utilizado o

planejamento fatorial completo e executadas, portanto, 48 simulações. Os resultados obtidos estão

apresentados na Tabela A.2 ordenados pelo fator de recuperação.

Tabela A.2. Resultados da simulação do processo de injeção de água.

Caso Fator de recuperação

Kh (mD)

Kv/Kh (fração)

Porosidade (fração)

Qinj previsto

(%VP/ano)

Qinj realizado

(%VP/ano)

kr o (fração) no

Aquífero reD

3 32,76 50 0,1 0,21 10,0% 3,5% 0,7 3,5 100

9 32,76 50 0,1 0,21 7,5% 3,5% 0,7 3,5 100

36 32,76 50 0,1 0,21 5,0% 3,5% 0,7 3,5 100

17 33,01 50 0,15 0,21 7,5% 3,5% 0,7 3,5 100

25 33,01 50 0,15 0,21 5,0% 3,5% 0,7 3,5 100

40 33,01 50 0,15 0,21 10,0% 3,5% 0,7 3,5 100

6 33,14 50 0,1 0,21 5,0% 3,6% 0,7 3,5 1,5

33 33,14 50 0,1 0,21 10,0% 3,6% 0,7 3,5 1,5

45 33,14 50 0,1 0,21 7,5% 3,6% 0,7 3,5 1,5

1 33,38 50 0,15 0,21 10,0% 3,6% 0,7 3,5 1,5

8 33,38 50 0,15 0,21 5,0% 3,6% 0,7 3,5 1,5

39 33,38 50 0,15 0,21 7,5% 3,6% 0,7 3,5 1,5

34 38,16 250 0,1 0,287 5,0% 5,0% 0,7 3,5 1,5

46 38,84 250 0,15 0,287 5,0% 5,0% 0,7 3,5 1,5

47 39,72 50 0,1 0,21 5,0% 4,3% 0,8 2,5 100

12 39,72 50 0,1 0,21 10,0% 4,3% 0,8 2,5 100

35 39,72 50 0,1 0,21 7,5% 4,3% 0,8 2,5 100

20 39,99 50 0,1 0,21 5,0% 4,4% 0,8 2,5 1,5

21 40,01 50 0,15 0,21 5,0% 4,3% 0,8 2,5 100

11 40,03 50 0,15 0,21 10,0% 4,4% 0,8 2,5 100

41 40,03 50 0,15 0,21 7,5% 4,4% 0,8 2,5 100

24 40,05 50 0,1 0,21 7,5% 4,5% 0,8 2,5 1,5

29 40,05 50 0,1 0,21 10,0% 4,5% 0,8 2,5 1,5

10 40,31 50 0,15 0,21 5,0% 4,5% 0,8 2,5 1,5

18 40,39 50 0,15 0,21 7,5% 4,5% 0,8 2,5 1,5

22 40,39 50 0,15 0,21 10,0% 4,5% 0,8 2,5 1,5

19 40,52 250 0,1 0,287 7,5% 7,5% 0,7 3,5 1,5

23 40,95 250 0,1 0,287 5,0% 5,0% 0,7 3,5 100

30 41,21 250 0,15 0,287 7,5% 7,5% 0,7 3,5 1,5

14 41,74 250 0,15 0,287 5,0% 5,0% 0,7 3,5 100

28 41,75 250 0,1 0,287 7,5% 7,5% 0,7 3,5 100

32 41,96 250 0,1 0,287 10,0% 10,0% 0,7 3,5 1,5



38 42,45 250 0,15 0,287 7,5% 7,5% 0,7 3,5 100

31 42,60 250 0,15 0,287 10,0% 10,0% 0,7 3,5 1,5

15 42,63 250 0,1 0,287 10,0% 10,0% 0,7 3,5 100

5 43,23 250 0,15 0,287 10,0% 10,0% 0,7 3,5 100

37 43,92 250 0,1 0,287 5,0% 5,0% 0,8 2,5 1,5

43 44,56 250 0,15 0,287 5,0% 5,0% 0,8 2,5 1,5

16 47,09 250 0,1 0,287 7,5% 7,5% 0,8 2,5 1,5

2 47,88 250 0,15 0,287 7,5% 7,5% 0,8 2,5 1,5

27 48,39 250 0,1 0,287 5,0% 5,0% 0,8 2,5 100

48 48,88 250 0,1 0,287 10,0% 10,0% 0,8 2,5 1,5

7 49,29 250 0,15 0,287 5,0% 5,0% 0,8 2,5 100

44 49,40 250 0,1 0,287 7,5% 7,5% 0,8 2,5 100

13 49,66 250 0,15 0,287 10,0% 10,0% 0,8 2,5 1,5

4 50,11 250 0,1 0,287 10,0% 10,0% 0,8 2,5 100

26 50,26 250 0,15 0,287 7,5% 7,5% 0,8 2,5 100

42 50,87 250 0,15 0,287 10,0% 10,0% 0,8 2,5 100

É possível verificar na Tabela A.2, através das colunas de Qinj realizada e Qinj prevista, que os

casos com permeabilidade de 50 mD e porosidade de 21% não obtiveram a injetividade necessária

para o volume desejado.

Através da análise dos fatores de recuperação obtidos, foram selecionados os casos 36, 16 e

42 para a continuação do estudo com a injeção de polímero e da solução ASP.

Apêndice B

Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Apêndice B


Apêndice B. Resultados do processo de injeção de

polímero e solução ASP

B.1. Processo de injeção de Polímero

As Tabelas B.1, B.2 e B.3 exibem os resultados da análise de sensibilidade para a injeção de

polímero nos três reservatórios estudados: casos 16, 36 e 42, respectivamente.

Tabela B.1. Resultados da análise de sensibilidade da injeção de polímero no RES 1

Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Wi água (m³)

Wi solução pol.

previsto VP%/ano

Wi solução pol.

realizado VP%/ano

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ NP (m³) ∆ Wp (m³)

27 3 a 33 19,07 400 0 2,5% 1,6% 42,6 -8,1 -15853,4 -475500,4

45 3 a 33 38,14 400 0 5,0% 1,6% 42,6 -8,1 -15843,3 -475525,8

21 3 a 33 57,22 400 0 7,5% 1,6% 42,6 -8,1 -15840,9 -475522,7

1 3 a 33 38,14 300 0 5,0% 2,3% 47,6 -3,1 -6055,7 -431900,9

9 3 a 33 19,07 300 0 2,5% 2,3% 48,2 -2,5 -4870,6 -434176,8

2 23 a 33 57,22 400 417992 7,5% 1,8% 48,3 -2,4 -4647,9 -152138,5

34 23 a 33 19,07 400 417992 2,5% 1,8% 48,3 -2,4 -4625,1 -153108,6

40 23 a 33 38,14 400 417992 5,0% 1,8% 48,3 -2,4 -4618,7 -152931,9

22 23 a 33 19,07 300 417992 2,5% 2,5% 48,7 -2,0 -3899,6 -135786,9

5 23 a 33 38,14 300 417992 5,0% 2,6% 48,7 -2,0 -3869,2 -133287,1



14 23 a 33 19,07 200 417992 2,5% 2,5% 48,7 -2,0 -3857,0 -134733,6

46 23 a 33 57,22 300 417992 7,5% 2,6% 48,8 -1,9 -3663,7 -133782,6

29 23 a 33 57,22 200 417992 7,5% 3,8% 49,4 -1,3 -2544,0 -99825,6

37 23 a 33 38,14 200 417992 5,0% 3,8% 49,4 -1,3 -2516,6 -99291,1

15 3 a 33 57,22 300 0 7,5% 2,2% 49,7 -0,9 -1819,3 -438968,4

12 23 a 24 e 28 a 29

19,07 400 556452 2,5% 2,1% 50,0 -0,6 -1253,1 -59068,7

10 23 a 24 e 28 a 29

19,07 300 556726 2,5% 2,5% 50,1 -0,6 -1183,5 -56567,2

43 23 a 24 e 28 a 29

19,07 200 556997 2,5% 2,5% 50,2 -0,5 -953,9 -56349,6

26 3 a 33 19,07 200 0 2,5% 2,5% 50,2 -0,4 -860,2 -418050,0

33 23 a 28 19,07 400 554543 2,5% 1,9% 50,3 -0,4 -824,2 -46906,4

16 23 a 28 38,14 400 554602 5,0% 1,9% 50,3 -0,4 -819,0 -46781,5

49 23 a 28 57,22 400 554571 7,5% 1,9% 50,4 -0,3 -578,2 -46840,0

17 23 a 28 19,07 300 556010 2,5% 2,5% 50,4 -0,2 -476,1 -36885,8

39 23 a 28 19,07 200 556999 2,5% 2,5% 50,4 -0,2 -476,4 -35938,9

23 23 a 28 38,14 300 555934 5,0% 2,7% 50,5 -0,2 -404,1 -34727,7

13 23 a 24 e 28 a 29

38,14 400 584203 5,0% 2,2% 50,5 -0,2 -395,3 -32087,0

30 23 a 24 e 28 a 29

38,14 300 584436 5,0% 3,0% 50,5 -0,1 -240,1 -27364,9

52 23 a 28 57,22 300 556242 7,5% 2,7% 50,6 -0,1 -181,8 -35067,2

IA 3 a 33 57,22 0 627017 0,0% 0 50,7 0,0 0,0 0,0

32 23 a 24 e 28 a 29

38,14 200 584906 5,0% 4,4% 50,7 0,0 66,1 -18223,6

4 23 a 28 57,22 200 556645 7,5% 3,9% 50,8 0,1 200,1 -17138,4

19 23 a 28 38,14 200 557047 5,0% 4,0% 50,8 0,1 293,5 -15942,8

50 23 a 24 e 28 a 29

57,22 400 611757 7,5% 2,1% 50,9 0,2 440,0 -5068,4



47 23 a 24 e 28 a 29

57,22 300 612506 7,5% 3,0% 50,9 0,3 527,3 357,9

38 23 a 24 e 28 a 29

57,22 200 612643 7,5% 4,4% 51,0 0,3 561,9 8860,8

7 23 a 24 38,14 400 668128 5,0% 2,2% 51,2 0,5 1051,5 45325,0

25 23 a 24 19,07 200 668638 2,5% 2,5% 51,2 0,5 1061,9 46721,3

35 23 a 24 19,07 400 668091 2,5% 2,1% 51,2 0,5 1061,2 44533,8

31 23 a 24 19,07 300 668250 2,5% 2,5% 51,2 0,5 1077,1 45710,1

36 23 a 24 38,14 300 668306 5,0% 3,0% 51,2 0,6 1129,4 47684,3

53 23 a 24 57,22 400 668086 7,5% 2,2% 51,3 0,6 1199,0 45264,4

48 23 a 24 57,22 300 668466 7,5% 3,0% 51,3 0,6 1243,7 47734,9

44 23 a 24 57,22 200 668568 7,5% 4,4% 51,3 0,6 1254,8 51884,6

20 23 a 24 38,14 200 668487 5,0% 4,5% 51,3 0,6 1274,5 51995,6

3 13 a 23 19,07 200 487039 2,5% 2,5% 51,5 0,8 1666,8 -73440,5

8 13 a 23 19,07 400 481436 2,5% 1,8% 51,8 1,2 2301,4 -99987,9

28 13 a 23 38,14 400 481610 5,0% 1,8% 51,9 1,2 2375,3 -99703,6

6 3 a 33 38,14 200 0 5,0% 3,2% 51,9 1,3 2467,6 -366331,0

51 13 a 23 57,22 400 481713 7,5% 1,8% 52,4 1,7 3371,5 -100983,4

11 13 a 23 19,07 300 485114 2,5% 2,5% 52,9 2,2 4412,2 -79746,4

41 13 a 23 38,14 300 484448 5,0% 2,5% 53,2 2,5 4976,0 -78763,0

54 13 a 23 57,22 300 484926 7,5% 2,5% 53,6 3,0 5824,6 -80208,8

18 13 a 23 57,22 200 487036 7,5% 3,8% 54,4 3,7 7283,7 -43852,9

24 13 a 23 38,14 200 487118 5,0% 3,8% 54,5 3,8 7479,0 -43445,4

42 3 a 33 57,22 200 0 7,5% 3,3% 55,1 4,4 8613,9 -362816,6




Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc. de polímero

(ppm)

Wi água (m³)

Wi solução pol. previsto

VP%/ano

Wi solução pol. realizado VP%/ano

FR (%)

∆ FR (p.p.) ∆ Wp (m³)

7 3 a 33 3,35 400 0 0,60% 0,3% 24,2 -12,6 -51398,06

41 3 a 33 6,98 400 0 1,25% 0,3% 24,2 -12,6 -51418,86

12 3 a 33 13,95 400 0 2,50% 0,3% 24,2 -12,6 -51413,27

45 3 a 33 3,35 300 0 0,60% 0,4% 25,7 -11,2 -54290,53

31 3 a 33 6,98 300 0 1,25% 0,4% 25,7 -11,2 -54326,56

49 3 a 33 13,95 300 0 2,50% 0,4% 25,7 -11,2 -54318,12

19 3 a 33 3,35 200 0 0,60% 0,4% 26,9 -9,9 -56162,61

33 3 a 33 6,98 200 0 1,25% 0,5% 28,1 -8,7 -59537,11

3 3 a 33 13,95 200 0 2,50% 0,5% 28,1 -8,7 -59538,33

22 13 a 23 3,35 400 116847,8 0,60% 0,3% 33,3 -3,5 -43274,03

35 13 a 23 13,95 400 116796,8 2,50% 0,3% 33,3 -3,5 -43361,47

11 13 a 23 6,98 400 116833,3 1,25% 0,3% 33,3 -3,5 -43330,17

23 13 a 23 3,35 300 118538,5 0,60% 0,4% 33,5 -3,3 -42936,84

6 13 a 23 6,98 300 118480,2 1,25% 0,4% 33,6 -3,3 -43061,95

5 13 a 23 13,95 300 118476,6 2,50% 0,4% 33,6 -3,3 -43083,73

13 13 a 23 3,35 200 123372 0,60% 0,4% 33,8 -3,1 -41024,95

30 13 a 23 6,98 200 121477,1 1,25% 0,6% 34,0 -2,8 -42507,58

54 13 a 23 13,95 200 121475,7 2,50% 0,6% 34,1 -2,8 -42548,14

42 23 a 33 3,35 400 142341,8 0,60% 0,3% 34,9 -1,9 -35281,08

29 23 a 33 6,98 400 142341,8 1,25% 0,3% 34,9 -1,9 -35257,86

37 23 a 33 13,95 400 142341,8 2,50% 0,3% 34,9 -1,9 -35241,02

27 23 a 33 3,35 300 142341,8 0,60% 0,4% 35,0 -1,9 -34067,36

8 23 a 33 6,98 300 142341,8 1,25% 0,4% 35,0 -1,8 -34020,31

1 23 a 33 13,95 300 142341,8 2,50% 0,4% 35,0 -1,8 -34005,83

53 23 a 33 3,35 200 142341,8 0,60% 0,4% 35,0 -1,8 -33628,25

38 23 a 33 6,98 200 142341,8 1,25% 0,6% 35,1 -1,7 -31763,34

26 23 a 33 13,95 200 142341,8 2,50% 0,6% 35,1 -1,7 -31742,56



32 23 a 28 6,98 400 170295,5 1,25% 0,3% 35,4 -1,4 -24877,48

14 23 a 28 3,35 400 170462,5 0,60% 0,3% 35,4 -1,4 -24731,33

9 23 a 28 13,95 400 170285,1 2,50% 0,3% 35,4 -1,4 -24868,5

43 23 a 24 e 28 a

29 3,35 400 173100,1 0,60% 0,4% 35,4 -1,4 -24223,44

18 23 a 24 e 28 a

29 3,35 300 174006,2 0,60% 0,4% 35,5 -1,4 -23559,78

4 23 a 28 3,35 300 171607,3 0,60% 0,4% 35,5 -1,3 -23646,34

15 23 a 28 13,95 300 171374,6 2,50% 0,4% 35,5 -1,3 -23781,62

25 23 a 28 6,98 300 171474,1 1,25% 0,4% 35,5 -1,3 -23687,34

36 23 a 24 e 28 a

29 3,35 200 175480,9 0,60% 0,4% 35,5 -1,3 -22820,94

40 23 a 28 3,35 200 174609,3 0,60% 0,4% 35,6 -1,3 -22097,02

48 23 a 24 e 28 a

29 6,98 400 178656,8 1,25% 0,4% 35,6 -1,2 -22073,81

50 23 a 28 6,98 200 173305,4 1,25% 0,6% 35,6 -1,2 -21752,37

21 23 a 28 13,95 200 173272,6 2,50% 0,7% 35,6 -1,2 -21781,66

34 23 a 24 e 28 a

29 6,98 300 179317,3 1,25% 0,5% 35,6 -1,2 -21458,47

16 23 a 24 e 28 a

29 6,98 200 180265,2 1,25% 0,7% 35,7 -1,1 -20442,59

24 23 a 24 e 28 a

29 13,95 400 188510,2 2,50% 0,4% 35,9 -0,9 -18225,37

39 23 a 24 e 28 a

29 13,95 300 189472,1 2,50% 0,5% 35,9 -0,9 -17437,56

20 23 a 24 e 28 a

29 13,95 200 190589,3 2,50% 0,7% 36,0 -0,9 -16285,81

46 23 a 24 3,35 400 204477,6 0,60% 0,3% 36,2 -0,6 -11519,02

10 23 a 24 6,98 400 204385,1 1,25% 0,4% 36,2 -0,6 -11548,28

47 23 a 24 13,95 400 204273,4 2,50% 0,4% 36,2 -0,6 -11596,8

44 23 a 24 3,35 300 205510,2 0,60% 0,4% 36,3 -0,6 -10885,75

52 23 a 24 6,98 300 205254,3 1,25% 0,5% 36,3 -0,6 -11014,39

51 23 a 24 13,95 300 205243,7 2,50% 0,5% 36,3 -0,6 -10974,69

2 23 a 24 3,35 200 207549,8 0,60% 0,4% 36,3 -0,5 -9880,09

17 23 a 24 6,98 200 206727,7 1,25% 0,7% 36,3 -0,5 -10053,09



28 23 a 24 13,95 200 206647,9 2,50% 0,7% 36,3 -0,5 -10108,31

IA 3 a 33 27,91 0 230284 0 0 36,8 0,0 0


Caso Banco (anos)

Qinj (m³/d)

Conc, de polímero

(ppm)

Wi água (m³)

Wi solução pol,

previsto VP%/ano

Wi solução pol,

realizado VP%/ano

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ NP (m³) ∆ Wp (m³)

29 3 a 33 19,07 400 0 2,5% 1,5% 52,3 -2,0 -3866,3 -471891,5

31 3 a 33 57,22 400 0 7,5% 1,5% 52,3 -2,0 -3849,0 -471752,2

50 3 a 33 38,14 400 0 5,0% 1,5% 52,4 -1,9 -3744,8 -472031,1

32 23 a 33 19,07 400 557086 2,5% 1,6% 53,4 -0,9 -1751,3 -157479,1

48 23 a 33 38,14 400 557086 5,0% 1,7% 53,4 -0,9 -1746,5 -157425,7

13 23 a 33 57,22 400 557086 7,5% 1,7% 53,4 -0,9 -1734,6 -157112,9

27 23 a 33 19,07 300 557086 2,5% 2,3% 53,5 -0,8 -1607,2 -150102,6

26 23 a 33 57,22 300 557086 7,5% 2,3% 53,5 -0,8 -1600,2 -150110,4

23 23 a 33 38,14 300 557086 5,0% 2,3% 53,5 -0,8 -1595,5 -150011,1

42 23 a 33 19,07 200 557086 2,5% 2,5% 53,5 -0,8 -1495,2 -143960,9

52 23 a 33 38,14 200 557086 5,0% 3,5% 53,7 -0,6 -1096,5 -134122,4

10 23 a 33 57,22 200 557086 7,5% 3,6% 53,8 -0,5 -1061,4 -133788,5

12 23 a 24 e 28 a 29

19,07 400 695526 2,5% 1,9% 54,0 -0,3 -666,6 -90350,4

53 23 a 28 19,07 400 693220 2,5% 1,7% 54,0 -0,3 -657,6 -90526,4

6 23 a 28 38,14 400 693179 5,0% 1,7% 54,0 -0,3 -649,3 -90849,4

7 23 a 28 57,22 400 693219 7,5% 1,7% 54,0 -0,3 -641,7 -89923,1



22 23 a 24 e 28 a 29

19,07 200 696119 2,5% 2,5% 54,0 -0,3 -640,1 -84707,5

1 23 a 24 e 28 a 29

19,07 300 695799 2,5% 2,5% 54,0 -0,3 -631,5 -88518,2

28 23 a 28 19,07 300 694594 2,5% 2,4% 54,0 -0,3 -539,4 -86200

19 23 a 28 57,22 300 694555 7,5% 2,4% 54,0 -0,3 -536,2 -86848,7

9 23 a 28 38,14 300 694558 5,0% 2,4% 54,0 -0,3 -525,7 -86821,2

38 23 a 28 19,07 200 696073 2,5% 2,5% 54,0 -0,2 -492,2 -79074,7

40 23 a 24 e 28 a 29

38,14 400 723256 5,0% 2,0% 54,1 -0,2 -459,8 -73989

25 23 a 24 e 28 a 29

38,14 300 723359 5,0% 2,7% 54,1 -0,2 -416,3 -72046,9

8 23 a 24 e 28 a 29

57,22 400 750879 7,5% 2,0% 54,1 -0,2 -315,4 -55667,7

49 23 a 24 e 28 a 29

57,22 300 751000 7,5% 2,8% 54,1 -0,1 -292,3 -53131,1

54 23 a 24 e 28 a 29

38,14 200 723864 5,0% 4,0% 54,1 -0,1 -292,0 -70044,9

15 23 a 28 38,14 200 696001 5,0% 3,7% 54,2 -0,1 -200,2 -78796,5

44 23 a 24 e 28 a 29

57,22 200 751645 7,5% 4,1% 54,2 -0,1 -179,0 -49634,7

14 23 a 28 57,22 200 696019 7,5% 3,7% 54,2 -0,1 -159,2 -79266

34 23 a 24 19,07 300 807229 2,5% 2,5% 54,2 0,0 -96,3 -20915,7

36 23 a 24 19,07 400 807128 2,5% 1,9% 54,2 0,0 -94,6 -23004,7

30 23 a 24 19,07 200 807619 2,5% 2,5% 54,2 0,0 -92,5 -18519,5

17 23 a 24 38,14 400 807119 5,0% 2,0% 54,3 0,0 -90,0 -22759,5

24 23 a 24 57,22 300 807175 7,5% 2,8% 54,3 0,0 -79,4 -21322,9

20 23 a 24 57,22 400 807010 7,5% 2,0% 54,3 0,0 -74,8 -22570,9

46 23 a 24 38,14 300 807180 5,0% 2,8% 54,3 0,0 -76,2 -21227,2

35 23 a 24 38,14 200 807568 5,0% 4,0% 54,3 0,0 -52,2 -19032,2

IA 3 a 33 76,29 0 835774 0 0 54,3 0,0 0,0 0



33 23 a 24 57,22 200 807621 7,5% 4,1% 54,3 0,0 -10,7 -19886

16 3 a 33 19,07 300 0 2,5% 2,0% 54,4 0,1 221,3 -520999,1

41 3 a 33 57,22 300 0 7,5% 2,0% 54,4 0,1 280,8 -520092,5

39 3 a 33 38,14 300 0 5,0% 2,0% 54,5 0,2 344,2 -520160,1

45 3 a 33 19,07 200 0 2,5% 2,5% 54,9 0,6 1096,0 -513587,5

21 13 a 23 19,07 400 550116 2,5% 1,6% 54,9 0,6 1101,3 -220214,5

5 13 a 23 38,14 400 550109 5,0% 1,6% 54,9 0,6 1110,4 -220963,1

37 13 a 23 57,22 400 550123 7,5% 1,6% 54,9 0,6 1155,5 -220731

47 13 a 23 19,07 200 556327 2,5% 2,5% 55,2 0,9 1739,4 -216861,1

51 13 a 23 57,22 300 553107 7,5% 2,3% 55,5 1,2 2309,6 -231981,5

3 13 a 23 38,14 300 553110 5,0% 2,3% 55,5 1,2 2328,8 -233596,5

43 13 a 23 19,07 300 553140 2,5% 2,3% 55,5 1,2 2327,8 -234215,5

2 13 a 23 57,22 200 556071 7,5% 3,5% 56,1 1,8 3455,3 -243510,9

4 13 a 23 38,14 200 556010 5,0% 3,5% 56,1 1,8 3601,8 -249933,4

18 3 a 33 38,14 200 0 5,0% 3,0% 56,7 2,4 4786,6 -553658,1

11 3 a 33 57,22 200 0 7,5% 3,0% 56,9 2,6 5123,8 -551345

B.2. Processo de injeção da solução ASP

As Tabelas B.4, B.5 e B.6 exibem os resultados da análise de sensibilidade para a injeção de

solução ASP nos três reservatórios estudados: casos 16, 36 e 42, respectivamente.



Tabela B.4. Resultados da análise de sensibilidade da injeção de solução ASP no RES 1.


Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de

álcali (%pp)

Conc. de surf. (%pp)

Conc. de polímero

pós-banco (ppm)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)


(Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

realizado (%VP)

Wi sol. ASP

previsto (%VP)

Wi sol. Polímero realizado (%VP)


Wi água pós

banco ASP

(%VP)

IA 3 a 33 57,22 0 0,00 0 0 50,7 0,0 0 13,1 0 0 0 0 0,0%

114 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,0 0,3 -13503 21,5 10,0% 10,0% 2,3% 20,0% 58,8%

143 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,0 0,3 -14138 21,4 10,0% 10,0% 2,2% 20,0% 58,7%

131 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,1 0,5 -28519 23,1 15,0% 15,0% 2,2% 20,0% 48,7%

206 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,1% 800 51,2 0,5 -56965 27,3 25,0% 25,0% 2,3% 20,0% 28,8%

117 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,2% 800 51,2 0,6 -13605 21,5 10,0% 10,0% 2,3% 20,0% 58,9%

202 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,2 0,6 -56875 27,1 25,0% 25,0% 2,3% 20,0% 28,8%

70 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,1% 800 51,3 0,6 -28252 23,3 15,0% 15,0% 2,3% 20,0% 48,8%

36 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,2% 800 51,3 0,6 -14076 22,4 10,0% 10,0% 2,4% 20,0% 59,0%

130 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,1% 800 51,4 0,7 -18507 23,7 10,0% 10,0% 2,1% 20,0% 58,0%

100 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,1% 800 51,5 0,8 -18263 23,8 10,0% 10,0% 2,1% 20,0% 58,1%

69 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,1% 300 51,5 0,8 143 22,1 10,0% 10,0% 6,6% 20,0% 59,8%

139 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,1% 800 51,5 0,9 -17307 24,2 10,5% 40,0% 2,1% 20,0% 58,0%

213 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,2% 800 51,6 0,9 -57011 25,6 25,0% 25,0% 2,3% 20,0% 28,9%

80 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,1% 800 51,6 0,9 -16985 24,5 10,6% 20,0% 2,1% 20,0% 58,0%

92 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,1% 300 51,6 0,9 -9 22,2 10,0% 10,0% 6,6% 20,0% 59,8%



75 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,1% 800 51,6 1,0 -17154 24,5 10,5% 20,0% 2,1% 20,0% 58,0%

103 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,1% 800 51,6 1,0 -17144 24,4 10,5% 40,0% 2,1% 20,0% 58,0%

29 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,1% 0 51,7 1,0 38778 19,1 10,0% 10,0% 0,0% 0 80,1%

6 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,1% 0 51,7 1,0 38716 19,2 10,0% 10,0% 0,0% 0 80,1%

60 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,2% 800 51,7 1,0 -28962 23,4 15,0% 15,0% 2,3% 20,0% 49,0%

155 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,2% 800 51,7 1,1 -57166 24,9 25,0% 25,0% 2,4% 20,0% 28,9%

18 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,2% 300 51,8 1,1 -14 22,5 10,0% 10,0% 6,8% 20,0% 59,8%

88 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,2% 0 51,9 1,2 38369 19,4 10,0% 10,0% 0,0% 0 80,1%

63 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,2% 800 51,9 1,2 -28421 23,5 15,0% 15,0% 2,4% 20,0% 48,9%

74 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,1% 300 51,9 1,2 -14901 24,0 15,0% 15,0% 6,6% 20,0% 49,8%

56 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,2% 300 51,9 1,2 866 22,2 10,0% 10,0% 6,9% 20,0% 59,8%

48 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,1% 800 52,0 1,3 -35567 26,3 14,7% 15,0% 2,0% 20,0% 47,6%

3 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,2% 0 52,0 1,3 38642 19,4 10,0% 10,0% 0,0% 0 80,1%

212 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,1% 300 52,0 1,3 -43443 28,7 25,0% 25,0% 6,6% 20,0% 29,8%

87 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,1% 300 52,0 1,4 -14682 24,1 15,0% 15,0% 6,6% 20,0% 49,8%

35 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,1% 800 52,0 1,4 -35468 26,3 14,7% 15,0% 2,1% 20,0% 47,6%

178 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,1% 300 52,1 1,4 -44278 28,3 25,0% 25,0% 6,5% 20,0% 29,8%

45 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,1% 800 52,1 1,4 -34591 26,6 15,3% 30,0% 2,1% 20,0% 47,5%

25 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,1% 800 52,1 1,4 -34753 26,7 15,2% 60,0% 2,1% 20,0% 47,5%

148 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,1% 800 52,1 1,4 -72370 32,3 23,7% 25,0% 2,0% 20,0% 26,0%

172 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,1% 800 52,2 1,5 -72525 32,3 23,8% 25,0% 2,1% 20,0% 25,9%

152 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,1% 800 52,2 1,5 -71989 32,5 24,3% 100,0% 2,0% 20,0% 25,7%



43 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,1% 800 52,2 1,5 -34668 26,5 15,2% 30,0% 2,1% 20,0% 47,6%

180 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,1% 800 52,2 1,5 -72117 32,4 24,3% 50,0% 2,0% 20,0% 25,6%

52 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,2% 800 52,2 1,6 -17697 25,1 10,0% 10,0% 2,2% 20,0% 58,7%

91 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,1% 800 52,2 1,6 -34768 26,8 15,2% 60,0% 2,1% 20,0% 47,6%

28 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,1% 0 52,2 1,6 23708 20,6 15,0% 15,0% 0,0% 0 70,1%

67 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,1% 300 52,2 1,6 -5794 25,8 10,0% 10,0% 5,8% 20,0% 59,4%

190 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,1% 800 52,3 1,6 -71594 32,3 24,3% 100,0% 2,1% 20,0% 25,8%

158 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,1% 800 52,3 1,6 -71842 32,1 24,3% 50,0% 2,1% 20,0% 25,7%

49 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,1% 300 52,3 1,7 -5586 25,6 10,0% 10,0% 5,9% 20,0% 59,3%

21 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,1% 0 52,4 1,7 23754 20,5 15,0% 15,0% 0,0% 0 70,1%

135 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,2% 300 52,4 1,8 -14741 23,9 15,0% 15,0% 7,0% 20,0% 49,8%

104 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,1% 300 52,4 1,8 -4336 26,3 10,5% 40,0% 5,8% 20,0% 59,4%

62 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,1% 300 52,5 1,8 -4435 26,3 10,6% 20,0% 5,7% 20,0% 59,2%

40 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,2% 800 52,5 1,8 -17838 25,6 10,0% 10,0% 2,2% 20,0% 58,7%

169 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,2% 300 52,5 1,9 -43998 25,8 25,0% 25,0% 6,8% 20,0% 29,8%

102 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,1% 0 52,6 1,9 35899 23,0 10,0% 10,0% 0,0% 0 79,9%

33 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,1% 300 52,6 1,9 -5263 26,8 10,5% 20,0% 5,8% 20,0% 59,3%

83 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,2% 300 52,6 1,9 -14991 23,9 15,0% 15,0% 6,8% 20,0% 49,8%

112 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,1% 300 52,6 1,9 -4689 26,7 10,5% 40,0% 5,8% 20,0% 59,4%

94 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,1% 0 52,6 2,0 35873 23,2 10,0% 10,0% 0,0% 0 79,9%

119 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,2% 0 52,7 2,1 22796 20,7 15,0% 15,0% 0,0% 0 70,1%

115 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,1% 800 52,7 2,1 10004 23,7 20,0% 20,0% 2,2% 20,0% 58,8%



64 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,2% 800 52,7 2,1 -15796 26,8 11,1% 20,0% 2,2% 20,0% 58,7%

96 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,2% 800 52,8 2,1 -15497 27,0 11,2% 40,0% 2,2% 20,0% 58,7%

171 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,2% 300 52,8 2,1 -43793 24,8 25,0% 25,0% 6,8% 20,0% 29,8%

122 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,1% 0 52,8 2,1 36579 24,0 10,5% 40,0% 0,0% 0 79,9%

4 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,1% 0 52,8 2,2 36476 23,9 10,6% 20,0% 0,0% 0 79,9%

137 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,1% 800 52,9 2,2 10031 23,2 20,0% 20,0% 2,2% 20,0% 58,9%

121 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,2% 0 52,9 2,2 22257 20,4 15,0% 15,0% 0,0% 0 70,1%

37 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,1% 300 52,9 2,3 -24160 29,8 14,7% 15,0% 5,6% 20,0% 48,9%

116 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,1% 0 53,0 2,3 36708 24,0 10,5% 20,0% 0,0% 0 79,9%

26 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,1% 0 53,0 2,3 36487 24,4 10,5% 40,0% 0,0% 0 79,9%

145 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,1% 300 53,0 2,3 -61317 34,3 23,7% 25,0% 5,5% 20,0% 27,2%

8 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,1% 300 53,1 2,4 -23698 30,1 14,7% 15,0% 5,7% 20,0% 49,0%

106 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,1% 300 53,1 2,4 -22717 30,2 15,3% 30,0% 5,6% 20,0% 48,9%

86 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,2% 800 53,1 2,4 -16287 27,6 11,2% 20,0% 2,2% 20,0% 58,7%

150 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,1% 0 53,1 2,4 -6708 24,1 25,0% 25,0% 0,0% 0 50,1%

98 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,2% 800 53,1 2,4 -15839 27,7 11,2% 40,0% 2,2% 20,0% 58,7%

125 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,1% 300 53,1 2,4 -22208 30,7 15,2% 60,0% 5,7% 20,0% 49,0%

179 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,1% 300 53,1 2,4 -60266 34,2 24,3% 50,0% 5,5% 20,0% 27,1%

177 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,1% 300 53,1 2,5 -60887 33,5 23,8% 25,0% 5,6% 20,0% 27,3%

186 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,1% 300 53,1 2,5 -60169 34,0 24,3% 100,0% 5,5% 20,0% 27,0%

51 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,1% 300 53,2 2,5 -23056 30,2 15,2% 30,0% 5,7% 20,0% 49,0%

118 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,1% 300 53,2 2,6 -22857 30,3 15,2% 60,0% 5,8% 20,0% 48,9%



163 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,1% 300 53,3 2,6 -60117 32,8 24,3% 100,0% 5,6% 20,0% 27,1%

153 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,1% 300 53,3 2,6 -59843 33,1 24,3% 50,0% 5,5% 20,0% 27,1%

211 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,1% 0 53,3 2,6 -6577 23,7 25,0% 25,0% 0,0% 0 50,1%

17 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,2% 300 53,4 2,8 -6223 29,5 10,0% 10,0% 6,3% 20,0% 59,8%

85 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,2% 800 53,5 2,8 -35404 30,9 15,0% 15,0% 2,2% 20,0% 48,5%

184 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,2% 800 53,6 2,9 -65248 32,6 24,8% 25,0% 2,1% 20,0% 28,5%

142 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,1% 300 53,7 3,0 22943 25,9 20,0% 20,0% 6,5% 20,0% 59,8%

42 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,2% 800 53,7 3,0 8822 24,5 20,0% 20,0% 2,3% 20,0% 58,9%

2 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,2% 300 53,8 3,1 -6565 29,8 10,0% 10,0% 6,3% 20,0% 59,8%

72 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,2% 800 53,8 3,1 -36136 31,7 15,0% 15,0% 2,1% 20,0% 48,5%

192 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,2% 800 53,8 3,1 -65175 31,9 24,8% 25,0% 2,2% 20,0% 28,5%

68 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,1% 300 53,8 3,1 22380 25,4 20,0% 20,0% 6,5% 20,0% 59,8%

154 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,2% 800 53,9 3,2 -62805 32,2 25,9% 50,0% 2,1% 20,0% 28,4%

203 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,2% 800 53,9 3,2 -62618 32,5 25,9% 100,0% 2,1% 20,0% 28,4%

120 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,1% 800 54,0 3,3 7295 25,6 30,0% 30,0% 2,2% 20,0% 48,8%

205 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,2% 0 54,0 3,3 -7537 22,7 25,0% 25,0% 0,0% 0 50,1%

136 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,2% 800 54,0 3,3 8856 23,7 20,0% 20,0% 2,3% 20,0% 58,9%

105 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,1% 0 54,0 3,3 62714 21,9 20,0% 20,0% 0,0% 0 80,1%

27 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,2% 0 54,0 3,3 33296 24,8 10,0% 10,0% 0,0% 0 79,9%

24 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,2% 800 54,1 3,4 -33896 33,8 16,2% 30,0% 2,2% 20,0% 48,4%

191 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,2% 800 54,1 3,4 -63004 31,9 26,1% 100,0% 2,1% 20,0% 28,3%

78 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,2% 800 54,1 3,4 -33366 33,8 16,2% 60,0% 2,2% 20,0% 48,6%



183 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,2% 800 54,1 3,5 -62564 32,1 26,1% 50,0% 2,1% 20,0% 28,5%

9 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,1% 800 54,1 3,5 7094 25,3 30,0% 30,0% 2,2% 20,0% 48,9%

57 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,1% 0 54,2 3,5 17516 29,3 14,7% 15,0% 0,0% 0 69,9%

185 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,2% 0 54,2 3,5 -8556 21,8 25,0% 25,0% 0,0% 0 50,1%

23 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,1% 0 54,2 3,5 61862 21,0 20,0% 20,0% 0,0% 0 80,1%

90 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,2% 300 54,2 3,5 -4829 31,8 11,1% 20,0% 6,2% 20,0% 59,8%

54 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,2% 300 54,2 3,6 -5113 31,8 11,2% 40,0% 6,1% 20,0% 59,8%

128 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,2% 0 54,3 3,7 32550 25,0 10,0% 10,0% 0,0% 0 79,9%

73 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,1% 0 54,3 3,7 16856 29,3 14,7% 15,0% 0,0% 0 69,8%

31 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,1% 0 54,5 3,8 17798 29,6 15,2% 60,0% 0,0% 0 69,8%

123 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,1% 0 54,5 3,8 18080 29,7 15,3% 30,0% 0,0% 0 69,8%

12 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,2% 800 54,5 3,8 -34123 34,7 16,3% 30,0% 2,2% 20,0% 48,7%

89 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,2% 800 54,6 3,9 -33941 34,9 16,3% 60,0% 2,2% 20,0% 48,7%

81 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,2% 300 54,6 3,9 21984 26,8 20,0% 20,0% 6,8% 20,0% 59,8%

84 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,2% 300 54,6 4,0 -5236 31,9 11,2% 40,0% 6,2% 20,0% 59,8%

59 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,2% 300 54,7 4,0 -5108 31,9 11,2% 20,0% 6,2% 20,0% 59,7%

30 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,1% 0 54,7 4,1 16421 29,8 15,2% 30,0% 0,0% 0 69,8%

101 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,1% 0 54,8 4,1 17563 30,2 15,2% 60,0% 0,0% 0 69,8%

99 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,1% 800 54,8 4,2 30693 27,1 29,1% 40,0% 2,1% 20,0% 58,9%

34 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,2% 0 54,8 4,2 34878 25,9 11,1% 20,0% 0,0% 0 79,9%

197 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,2% 300 54,9 4,2 -53682 34,3 24,8% 25,0% 6,0% 20,0% 29,6%

133 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,2% 0 54,9 4,2 34574 25,9 11,2% 40,0% 0,0% 0 79,9%



16 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,2% 300 54,9 4,2 22125 25,3 20,0% 20,0% 6,9% 20,0% 59,8%

19 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,2% 0 55,0 4,3 59451 22,7 20,0% 20,0% 0,0% 0 80,1%

47 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,1% 300 55,0 4,3 20120 28,3 30,0% 30,0% 6,4% 20,0% 49,8%

151 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,2% 300 55,1 4,5 -53743 33,4 24,8% 25,0% 6,0% 20,0% 29,7%

204 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,1% 0 55,2 4,5 -19312 36,1 23,7% 25,0% 0,0% 0 48,7%

39 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,1% 300 55,2 4,5 19541 27,9 30,0% 30,0% 6,4% 20,0% 49,8%

144 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,1% 800 55,2 4,5 30285 27,6 29,4% 40,0% 2,1% 20,0% 58,8%

140 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,2% 300 55,2 4,6 -24506 37,6 15,0% 15,0% 6,1% 20,0% 49,7%

132 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,2% 0 55,2 4,6 58268 21,5 20,0% 20,0% 0,0% 0 80,1%

195 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,2% 300 55,3 4,6 -51584 34,7 25,9% 100,0% 5,9% 20,0% 29,6%

41 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,2% 800 55,3 4,6 5233 24,5 30,0% 30,0% 2,2% 20,0% 48,9%

198 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,1% 0 55,3 4,6 -19576 33,8 23,8% 25,0% 0,0% 0 48,7%

147 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,2% 300 55,3 4,7 -51250 34,8 25,9% 50,0% 5,9% 20,0% 29,6%

157 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,1% 0 55,3 4,7 -18929 36,6 24,3% 100,0% 0,0% 0 48,6%

215 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,1% 0 55,4 4,7 -18973 36,5 24,3% 50,0% 0,0% 0 48,6%

1 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,2% 0 55,4 4,8 33815 26,0 11,2% 40,0% 0,0% 0 79,9%

53 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,2% 0 55,4 4,8 33733 26,2 11,2% 20,0% 0,0% 0 79,9%

188 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,1% 800 55,4 4,8 3504 28,1 50,0% 50,0% 2,1% 20,0% 28,8%

175 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,1% 800 55,5 4,8 3474 27,9 50,0% 50,0% 2,1% 20,0% 28,8%

76 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,2% 800 55,5 4,9 5173 23,6 30,0% 30,0% 2,3% 20,0% 48,9%

170 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,1% 0 55,5 4,9 -18999 34,1 24,3% 50,0% 0,0% 0 48,5%

160 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,1% 0 55,6 4,9 -18576 34,0 24,3% 100,0% 0,0% 0 48,5%



193 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,2% 300 55,6 4,9 -51530 34,7 26,1% 50,0% 6,0% 20,0% 29,6%

58 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,2% 300 55,6 4,9 -25300 37,2 15,0% 15,0% 6,3% 20,0% 49,7%

199 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,2% 300 55,6 4,9 -51354 34,8 26,1% 100,0% 6,1% 20,0% 29,7%

50 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,2% 300 56,0 5,4 -22900 39,0 16,2% 30,0% 6,1% 20,0% 49,7%

126 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,2% 300 56,1 5,4 -24048 39,1 16,2% 60,0% 6,1% 20,0% 49,7%

61 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,1% 300 56,1 5,4 42893 28,2 29,1% 40,0% 6,4% 20,0% 59,8%

107 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,1% 300 56,3 5,6 43163 27,9 29,0% 40,0% 6,4% 20,0% 59,8%

129 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,1% 0 56,3 5,6 57509 24,9 30,0% 30,0% 0,0% 0 70,1%

109 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,2% 300 56,3 5,6 18277 26,1 30,0% 30,0% 6,8% 20,0% 49,8%

216 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,1% 300 56,5 5,8 15301 30,3 50,0% 50,0% 6,1% 20,0% 29,7%

55 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,2% 300 56,5 5,8 -23756 38,6 16,3% 30,0% 6,3% 20,0% 49,7%

110 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,1% 0 56,5 5,8 57016 24,7 30,0% 30,0% 0,0% 0 70,1%

11 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,2% 300 56,5 5,9 -23439 38,2 16,3% 60,0% 6,2% 20,0% 49,7%

168 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,1% 300 56,5 5,9 15744 30,6 50,0% 50,0% 6,2% 20,0% 29,8%

7 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,2% 300 56,6 5,9 17789 25,5 30,0% 30,0% 6,7% 20,0% 49,8%

93 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,1% 800 56,8 6,1 35790 28,1 42,5% 60,0% 2,1% 20,0% 48,8%

214 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,2% 800 56,8 6,2 2146 21,1 50,0% 50,0% 2,2% 20,0% 28,9%

113 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,2% 0 57,0 6,3 12851 30,3 15,0% 15,0% 0,0% 0 69,9%

79 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,1% 800 57,0 6,3 35848 28,4 42,5% 60,0% 2,1% 20,0% 48,8%

200 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,2% 800 57,0 6,3 2115 20,7 50,0% 50,0% 2,2% 20,0% 28,9%

108 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,1% 0 57,1 6,4 81566 23,3 29,1% 40,0% 0,0% 0 80,1%

71 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,2% 800 57,1 6,4 33782 26,0 31,5% 40,0% 2,1% 20,0% 58,9%



124 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,1% 0 57,3 6,7 80549 23,4 29,0% 40,0% 0,0% 0 80,1%

66 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,2% 0 57,4 6,7 12130 30,1 15,0% 15,0% 0,0% 0 69,9%

10 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,2% 800 57,4 6,7 33752 25,3 31,6% 40,0% 2,2% 20,0% 58,9%

95 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,2% 0 57,5 6,8 55379 24,0 30,0% 30,0% 0,0% 0 70,1%

65 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,2% 0 57,7 7,1 54807 22,9 30,0% 30,0% 0,0% 0 70,1%

134 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,2% 0 57,9 7,2 14377 31,2 16,2% 30,0% 0,0% 0 69,9%

97 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,2% 0 57,9 7,3 13842 31,4 16,2% 60,0% 0,0% 0 69,9%

111 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,1% 300 58,0 7,3 47849 29,3 42,5% 60,0% 6,2% 20,0% 49,8%

201 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,2% 300 58,0 7,4 14611 21,8 50,0% 50,0% 6,4% 20,0% 29,8%

167 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,2% 300 58,2 7,5 13923 21,3 50,0% 50,0% 6,4% 20,0% 29,7%

82 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,2% 300 58,3 7,6 46049 26,2 31,5% 40,0% 6,6% 20,0% 59,8%

44 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,1% 300 58,3 7,6 48167 29,2 42,5% 60,0% 6,4% 20,0% 49,7%

46 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,2% 0 58,4 7,7 13961 30,6 16,3% 30,0% 0,0% 0 69,9%

141 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,2% 0 58,4 7,7 13653 30,6 16,3% 60,0% 0,0% 0 69,9%

127 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,2% 300 58,6 7,9 46537 25,4 31,6% 40,0% 6,5% 20,0% 59,9%

164 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,2% 0 58,7 8,0 -20137 36,2 24,8% 25,0% 0,0% 0 49,9%

187 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,1% 0 58,7 8,1 51951 27,2 50,0% 50,0% 0,0% 0 50,1%

174 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,1% 0 58,7 8,1 51819 27,2 50,0% 50,0% 0,0% 0 50,1%

181 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,2% 0 59,0 8,4 -20192 31,7 24,8% 25,0% 0,0% 0 49,9%

22 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,2% 0 59,1 8,5 84114 23,1 31,5% 40,0% 0,0% 0 80,1%

208 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,2% 0 59,2 8,5 -18103 35,2 25,9% 50,0% 0,0% 0 49,9%

162 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,2% 0 59,3 8,6 -17926 34,6 25,9% 100,0% 0,0% 0 49,9%



32 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,2% 0 59,4 8,7 84029 22,4 31,6% 40,0% 0,0% 0 80,1%

77 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,2% 800 59,5 8,8 41094 23,4 45,8% 60,0% 2,2% 20,0% 48,9%

14 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,1% 0 59,5 8,9 85657 25,2 42,5% 60,0% 0,0% 0 70,1%

182 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,1% 800 59,5 8,9 45704 29,9 68,2% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

161 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,1% 800 59,6 8,9 44796 30,4 67,9% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

20 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,2% 800 59,6 9,0 40893 22,8 45,8% 60,0% 2,1% 20,0% 48,9%

194 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,2% 0 59,6 9,0 -17895 31,6 26,1% 100,0% 0,0% 0 49,9%

165 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,2% 0 59,7 9,0 -18023 31,4 26,1% 50,0% 0,0% 0 49,9%

13 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,1% 0 59,9 9,2 84956 25,5 42,5% 60,0% 0,0% 0 70,1%

173 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,2% 0 60,2 9,5 50210 20,7 50,0% 50,0% 0,0% 0 50,1%

209 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,2% 0 60,3 9,7 49948 20,2 50,0% 50,0% 0,0% 0 50,1%

5 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,2% 300 60,7 10,0 53063 23,8 45,8% 60,0% 6,4% 20,0% 49,8%

210 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,1% 300 60,7 10,1 56029 31,0 67,9% 100,0% 6,1% 20,0% 29,7%

166 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,1% 300 60,8 10,1 57650 30,5 68,2% 100,0% 6,2% 20,0% 29,8%

138 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,2% 300 60,9 10,2 53243 23,2 45,8% 60,0% 6,5% 20,0% 49,8%

38 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,2% 0 61,9 11,3 90755 22,1 45,8% 60,0% 0,0% 0 70,1%

15 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,2% 0 62,1 11,4 90606 21,4 45,8% 60,0% 0,0% 0 70,1%

156 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,1% 0 62,8 12,1 94791 26,0 68,2% 100,0% 0,0% 0 50,1%

149 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 800 62,8 12,2 56887 22,7 74,1% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

189 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,1% 0 62,9 12,2 93499 26,4 67,9% 100,0% 0,0% 0 50,1%

146 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 800 63,2 12,6 57947 22,3 74,6% 100,0% 2,1% 20,0% 28,8%

159 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 300 64,2 13,5 69089 22,4 74,1% 100,0% 6,4% 20,0% 29,8%



207 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 300 64,6 14,0 70462 22,0 74,6% 100,0% 6,6% 20,0% 29,7%

176 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,2% 0 66,0 15,3 105619 18,6 74,1% 100,0% 0,0% 0 50,1%

196 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,2% 0 66,3 15,6 106827 18,2 74,6% 100,0% 0,0% 0 50,1%



Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de

álcali (%pp)


(%pp)

Conc. de polímero

pós-banco (ppm)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)


(Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

realizado (%VP)

Wi sol. ASP

previsto (%VP)



Wi água pós

banco ASP

(%VP)

176 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31506 34,8 5,2% 12,5% 0,6% 20,0% 4,4%

149 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31521 34,8 5,1% 25,0% 0,6% 20,0% 4,4%

197 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31521 34,8 5,1% 50,0% 0,6% 20,0% 4,4%

155 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31348 35,0 5,2% 12,5% 0,6% 20,0% 4,4%

145 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31246 35,1 5,3% 25,0% 0,6% 20,0% 4,4%

195 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,1% 800 35,2 -1,7 -31246 35,1 5,3% 50,0% 0,6% 20,0% 4,4%

168 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30275 36,4 5,1% 25,0% 1,2% 20,0% 5,0%

207 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30275 36,4 5,1% 50,0% 1,2% 20,0% 5,0%

209 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30268 36,4 5,2% 12,5% 1,2% 20,0% 5,0%

201 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30102 36,6 5,3% 25,0% 1,3% 20,0% 5,0%



194 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30102 36,6 5,3% 50,0% 1,3% 20,0% 5,0%

164 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,1% 300 35,2 -1,6 -30091 36,6 5,2% 12,5% 1,3% 20,0% 5,0%

172 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29945 36,5 5,8% 12,5% 0,6% 20,0% 5,4%

153 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29944 36,5 5,8% 25,0% 0,6% 20,0% 5,4%

181 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29944 36,5 5,8% 50,0% 0,6% 20,0% 5,4%

208 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29801 36,6 5,9% 25,0% 0,6% 20,0% 5,5%

200 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29801 36,6 5,9% 50,0% 0,6% 20,0% 5,5%

175 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,2% 800 35,3 -1,6 -29834 36,6 5,9% 12,5% 0,6% 20,0% 5,5%

184 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28815 37,0 5,8% 12,5% 1,4% 20,0% 5,9%

166 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28751 37,0 5,8% 25,0% 1,4% 20,0% 5,9%

162 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28751 37,0 5,8% 50,0% 1,4% 20,0% 5,9%

196 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28568 37,2 5,9% 25,0% 1,5% 20,0% 6,0%

187 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28568 37,2 5,9% 50,0% 1,5% 20,0% 6,0%

20 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,1% 800 35,3 -1,5 -28189 40,7 3,3% 7,5% 0,6% 20,0% 9,7%

98 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,1% 800 35,3 -1,5 -28156 40,7 3,3% 15,0% 0,6% 20,0% 9,7%

123 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,1% 800 35,3 -1,5 -28156 40,7 3,3% 30,0% 0,6% 20,0% 9,7%

159 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,2% 300 35,3 -1,5 -28548 37,2 5,9% 12,5% 1,5% 20,0% 6,1%

26 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,1% 800 35,3 -1,5 -27884 40,8 3,3% 7,5% 0,6% 20,0% 9,8%

64 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,1% 800 35,4 -1,5 -27819 40,9 3,3% 15,0% 0,6% 20,0% 9,9%

3 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,1% 800 35,4 -1,5 -27819 40,9 3,3% 30,0% 0,6% 20,0% 9,9%

154 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,1% 0 35,4 -1,4 -27116 40,0 5,1% 25,0% 0,0% 0,0% 9,6%

189 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,1% 0 35,4 -1,4 -27116 40,0 5,1% 50,0% 0,0% 0,0% 9,6%



56 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,2% 800 35,4 -1,4 -27255 40,3 3,7% 15,0% 0,6% 20,0% 10,4%

24 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,2% 800 35,4 -1,4 -27255 40,3 3,7% 30,0% 0,6% 20,0% 10,4%

212 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,1% 0 35,4 -1,4 -27002 40,1 5,2% 12,5% 0,0% 0,0% 9,6%

97 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,2% 800 35,4 -1,4 -27173 40,4 3,7% 7,5% 0,6% 20,0% 10,4%

156 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,1% 0 35,4 -1,4 -26908 40,1 5,3% 25,0% 0,0% 0,0% 9,8%

213 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,1% 0 35,4 -1,4 -26908 40,1 5,3% 50,0% 0,0% 0,0% 9,8%

174 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,1% 0 35,4 -1,4 -26895 40,1 5,2% 12,5% 0,0% 0,0% 9,8%

63 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26456 42,0 3,3% 15,0% 1,3% 20,0% 10,8%

18 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26456 42,0 3,3% 30,0% 1,3% 20,0% 10,8%

17 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26428 42,0 3,3% 7,5% 1,3% 20,0% 10,8%

114 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26229 42,1 3,3% 7,5% 1,3% 20,0% 11,0%

139 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26226 42,1 3,3% 15,0% 1,3% 20,0% 11,0%

84 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,1% 300 35,4 -1,4 -26226 42,1 3,3% 30,0% 1,3% 20,0% 11,0%

66 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,2% 800 35,4 -1,4 -26294 40,9 3,7% 15,0% 0,7% 20,0% 11,2%

82 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,2% 800 35,4 -1,4 -26294 40,9 3,7% 30,0% 0,7% 20,0% 11,2%

31 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,2% 800 35,4 -1,4 -26254 40,9 3,7% 7,5% 0,7% 20,0% 11,2%

138 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,2% 300 35,5 -1,4 -25761 41,5 3,7% 7,5% 1,5% 20,0% 11,2%

130 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,2% 300 35,5 -1,4 -25761 41,5 3,7% 15,0% 1,5% 20,0% 11,2%

120 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,2% 300 35,5 -1,4 -25761 41,5 3,7% 30,0% 1,5% 20,0% 11,2%

136 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,1% 800 35,5 -1,3 -25157 43,1 2,3% 10,0% 0,6% 20,0% 13,6%

36 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,1% 800 35,5 -1,3 -25157 43,1 2,3% 20,0% 0,6% 20,0% 13,6%

1 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,1% 800 35,5 -1,3 -25187 43,1 2,3% 5,0% 0,6% 20,0% 13,6%



146 23 a 28 13,95 800 1,00% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25741 39,7 5,8% 12,5% 0,0% 0,0% 10,7%

206 23 a 28 27,91 800 1,00% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25735 39,7 5,8% 25,0% 0,0% 0,0% 10,8%

173 23 a 28 55,82 800 1,00% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25735 39,7 5,8% 50,0% 0,0% 0,0% 10,8%

137 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,1% 800 35,5 -1,3 -24866 43,2 2,3% 10,0% 0,6% 20,0% 13,9%

59 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,1% 800 35,5 -1,3 -24866 43,2 2,3% 20,0% 0,6% 20,0% 13,9%

170 23 a 28 27,91 800 1,25% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25540 39,8 5,9% 25,0% 0,0% 0,0% 10,9%

192 23 a 28 55,82 800 1,25% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25540 39,8 5,9% 50,0% 0,0% 0,0% 10,9%

73 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,1% 800 35,5 -1,3 -24718 43,2 2,3% 5,0% 0,6% 20,0% 14,0%

169 23 a 28 13,95 800 1,25% 0,2% 0 35,5 -1,3 -25514 39,8 5,9% 12,5% 0,0% 0,0% 10,9%

62 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,2% 300 35,5 -1,3 -24957 41,6 3,7% 15,0% 1,5% 20,0% 11,8%

71 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,2% 300 35,5 -1,3 -24957 41,6 3,7% 30,0% 1,5% 20,0% 11,8%

116 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,2% 300 35,5 -1,3 -24947 41,6 3,7% 7,5% 1,5% 20,0% 11,9%

30 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,2% 800 35,5 -1,3 -24790 42,8 2,6% 10,0% 0,7% 20,0% 14,1%

122 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,2% 800 35,5 -1,3 -24790 42,8 2,6% 20,0% 0,7% 20,0% 14,1%

34 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,2% 800 35,5 -1,3 -24771 42,9 2,6% 5,0% 0,7% 20,0% 14,1%

115 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,2% 800 35,5 -1,3 -24187 43,0 2,6% 5,0% 0,7% 20,0% 14,5%

19 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,2% 800 35,6 -1,3 -23636 43,0 2,6% 10,0% 0,7% 20,0% 14,9%

38 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,2% 800 35,6 -1,3 -23636 43,0 2,6% 20,0% 0,7% 20,0% 14,9%

108 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,1% 300 35,6 -1,2 -23204 44,1 2,3% 10,0% 1,3% 20,0% 15,1%

14 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,1% 300 35,6 -1,2 -23204 44,1 2,3% 20,0% 1,3% 20,0% 15,1%

76 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,1% 300 35,6 -1,2 -23204 44,1 2,3% 5,0% 1,3% 20,0% 15,1%

22 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,1% 300 35,6 -1,2 -22918 44,1 2,3% 10,0% 1,4% 20,0% 15,3%



102 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,1% 300 35,6 -1,2 -22918 44,1 2,3% 20,0% 1,4% 20,0% 15,3%

128 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,1% 300 35,6 -1,2 -22883 44,1 2,3% 5,0% 1,4% 20,0% 15,3%

83 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,2% 300 35,6 -1,2 -23188 43,8 2,6% 5,0% 1,5% 20,0% 15,0%

95 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,2% 300 35,6 -1,2 -23171 43,8 2,6% 10,0% 1,5% 20,0% 15,0%

72 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,2% 300 35,6 -1,2 -23171 43,8 2,6% 20,0% 1,5% 20,0% 15,0%

21 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,2% 300 35,6 -1,2 -22874 43,8 2,6% 10,0% 1,5% 20,0% 15,3%

70 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,2% 300 35,6 -1,2 -22874 43,8 2,6% 20,0% 1,5% 20,0% 15,3%

15 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,2% 300 35,6 -1,2 -22785 43,8 2,6% 5,0% 1,6% 20,0% 15,4%

178 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,1% 800 35,7 -1,2 -23725 39,9 12,4% 12,5% 0,6% 20,0% 6,5%

182 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,2 -23594 40,0 12,4% 12,5% 0,6% 20,0% 6,5%

157 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,1 -23645 39,9 12,7% 25,0% 0,6% 20,0% 6,4%

167 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,1 -23645 39,9 12,7% 50,0% 0,6% 20,0% 6,4%

127 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,1% 0 35,7 -1,1 -21666 44,1 3,3% 15,0% 0,0% 0,0% 17,3%

90 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,1% 0 35,7 -1,1 -21666 44,1 3,3% 30,0% 0,0% 0,0% 17,3%

85 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,1% 0 35,7 -1,1 -21498 44,1 3,3% 7,5% 0,0% 0,0% 17,3%

203 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,1% 800 35,7 -1,1 -23325 39,9 13,0% 25,0% 0,6% 20,0% 6,4%

205 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,1% 800 35,7 -1,1 -23325 39,9 13,0% 50,0% 0,6% 20,0% 6,4%

198 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,2% 800 35,7 -1,1 -22646 41,7 12,5% 12,5% 0,7% 20,0% 7,4%

29 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,1% 0 35,7 -1,1 -20940 44,0 3,3% 7,5% 0,0% 0,0% 17,9%

9 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,1% 0 35,7 -1,1 -20848 44,0 3,3% 15,0% 0,0% 0,0% 17,9%

106 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,1% 0 35,7 -1,1 -20848 44,0 3,3% 30,0% 0,0% 0,0% 17,9%

215 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,2% 800 35,7 -1,1 -22457 41,9 12,5% 12,5% 0,7% 20,0% 7,5%



49 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,1 -21489 43,4 7,5% 7,5% 0,6% 20,0% 13,0%

105 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,1 -21611 43,3 8,0% 15,0% 0,6% 20,0% 12,6%

32 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,1% 800 35,7 -1,1 -21611 43,3 8,0% 30,0% 0,6% 20,0% 12,6%

135 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,1% 800 35,7 -1,1 -21368 43,4 7,5% 7,5% 0,7% 20,0% 13,1%

52 23 a 26 27,91 800 1,00% 0,2% 0 35,7 -1,1 -21173 44,2 3,7% 15,0% 0,0% 0,0% 17,8%

54 23 a 26 55,82 800 1,00% 0,2% 0 35,7 -1,1 -21173 44,2 3,7% 30,0% 0,0% 0,0% 17,8%

44 23 a 26 13,95 800 1,00% 0,2% 0 35,7 -1,1 -21149 44,2 3,7% 7,5% 0,0% 0,0% 17,8%

100 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -1,1 -21302 43,3 8,1% 15,0% 0,6% 20,0% 12,7%

46 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -1,1 -21302 43,3 8,1% 30,0% 0,6% 20,0% 12,7%

202 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,1 -22030 41,3 12,4% 12,5% 1,6% 20,0% 7,3%

214 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,1 -22086 41,3 12,4% 12,5% 1,6% 20,0% 7,2%

216 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,1 -22087 41,2 12,7% 25,0% 1,5% 20,0% 7,1%

151 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,1 -22087 41,2 12,7% 50,0% 1,5% 20,0% 7,1%

180 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,0 -21768 41,2 13,0% 25,0% 1,5% 20,0% 7,2%

179 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,0 -21768 41,2 13,0% 50,0% 1,5% 20,0% 7,2%

190 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -1,0 -21713 41,8 13,9% 25,0% 0,7% 20,0% 7,3%

193 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -1,0 -21713 41,8 13,9% 50,0% 0,7% 20,0% 7,3%

119 23 a 26 27,91 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -1,0 -19712 43,9 3,7% 15,0% 0,0% 0,0% 19,0%

117 23 a 26 55,82 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -1,0 -19712 43,9 3,7% 30,0% 0,0% 0,0% 19,0%

61 23 a 26 13,95 800 1,25% 0,2% 0 35,8 -1,0 -19704 44,0 3,7% 7,5% 0,0% 0,0% 19,0%

177 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,2% 300 35,8 -1,0 -20980 42,7 12,5% 12,5% 1,7% 20,0% 8,1%

45 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -1,0 -20019 43,7 7,5% 7,5% 0,7% 20,0% 14,4%



183 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,2% 300 35,8 -1,0 -20767 42,9 12,5% 12,5% 1,7% 20,0% 8,3%

186 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -1,0 -21248 41,9 14,2% 25,0% 0,7% 20,0% 7,5%

171 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -1,0 -21248 41,9 14,2% 50,0% 0,7% 20,0% 7,5%

74 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -1,0 -19800 43,8 7,5% 7,5% 0,7% 20,0% 14,5%

92 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -1,0 -19106 44,4 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 17,5%

144 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -1,0 -19029 44,3 5,4% 10,0% 0,7% 20,0% 17,4%

65 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -1,0 -19029 44,3 5,4% 20,0% 0,7% 20,0% 17,4%

124 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19589 44,6 7,5% 7,5% 1,6% 20,0% 14,1%

109 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,1% 800 35,8 -1,0 -18806 44,4 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 17,8%

2 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19887 44,5 8,0% 15,0% 1,6% 20,0% 13,6%

4 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19887 44,5 8,0% 30,0% 1,6% 20,0% 13,6%

25 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -1,0 -18735 44,3 5,5% 10,0% 0,7% 20,0% 17,4%

39 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,1% 800 35,8 -1,0 -18735 44,3 5,5% 20,0% 0,7% 20,0% 17,4%

47 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19432 44,5 7,5% 7,5% 1,6% 20,0% 14,2%

112 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -1,0 -19566 43,6 8,7% 15,0% 0,7% 20,0% 14,0%

134 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,2% 800 35,8 -1,0 -19566 43,6 8,7% 30,0% 0,7% 20,0% 14,0%

58 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19627 44,4 8,1% 15,0% 1,6% 20,0% 13,7%

79 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -1,0 -19599 43,6 8,8% 15,0% 0,7% 20,0% 14,0%

10 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,1% 300 35,8 -1,0 -19627 44,4 8,1% 30,0% 1,6% 20,0% 13,7%

91 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,2% 800 35,8 -1,0 -19599 43,6 8,8% 30,0% 0,7% 20,0% 14,0%

87 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,2% 800 35,9 -1,0 -18352 44,5 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 18,3%

204 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,2% 300 35,9 -1,0 -20133 42,7 13,9% 25,0% 1,6% 20,0% 8,0%



161 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,2% 300 35,9 -1,0 -20133 42,7 13,9% 50,0% 1,6% 20,0% 8,0%

60 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,2% 800 35,9 -0,9 -18018 44,5 5,0% 5,0% 0,7% 20,0% 18,6%

51 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,2% 800 35,9 -0,9 -18201 44,5 5,9% 10,0% 0,7% 20,0% 17,9%

96 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,2% 800 35,9 -0,9 -18201 44,5 5,9% 20,0% 0,7% 20,0% 17,9%

191 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,2% 300 35,9 -0,9 -19612 42,8 14,2% 25,0% 1,7% 20,0% 8,2%

160 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,2% 300 35,9 -0,9 -19612 42,8 14,2% 50,0% 1,7% 20,0% 8,2%

125 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18279 44,6 7,5% 7,5% 1,7% 20,0% 15,3%

103 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,2% 800 35,9 -0,9 -17843 44,5 6,0% 10,0% 0,7% 20,0% 18,2%

78 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,2% 800 35,9 -0,9 -17843 44,5 6,0% 20,0% 0,7% 20,0% 18,2%

110 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18056 44,7 7,5% 7,5% 1,8% 20,0% 15,4%

57 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,1% 0 35,9 -0,9 -17823 45,1 2,3% 10,0% 0,0% 0,0% 22,5%

142 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,1% 0 35,9 -0,9 -17823 45,1 2,3% 20,0% 0,0% 0,0% 22,5%

42 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,1% 0 35,9 -0,9 -17787 45,1 2,3% 5,0% 0,0% 0,0% 22,5%

93 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,1% 300 35,9 -0,9 -17078 45,2 5,0% 5,0% 1,6% 20,0% 18,8%

40 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18000 44,5 8,7% 15,0% 1,7% 20,0% 14,8%

28 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18000 44,5 8,7% 30,0% 1,7% 20,0% 14,8%

111 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18120 44,7 8,8% 15,0% 1,7% 20,0% 14,7%

131 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,2% 300 35,9 -0,9 -18120 44,7 8,8% 30,0% 1,7% 20,0% 14,7%

99 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,1% 300 36,0 -0,9 -16978 45,1 5,4% 10,0% 1,6% 20,0% 18,6%

12 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,1% 300 36,0 -0,9 -16978 45,1 5,4% 20,0% 1,6% 20,0% 18,6%

41 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,1% 300 36,0 -0,9 -16734 45,0 5,0% 5,0% 1,7% 20,0% 19,1%

67 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,9 -16750 45,0 2,3% 5,0% 0,0% 0,0% 23,4%



11 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,9 -16872 45,0 2,3% 10,0% 0,0% 0,0% 23,3%

94 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,9 -16872 45,0 2,3% 20,0% 0,0% 0,0% 23,3%

53 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,1% 300 36,0 -0,9 -16883 45,1 5,5% 10,0% 1,6% 20,0% 18,6%

140 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,1% 300 36,0 -0,9 -16883 45,1 5,5% 20,0% 1,6% 20,0% 18,6%

133 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,2% 300 36,0 -0,9 -16609 45,3 5,0% 5,0% 1,8% 20,0% 19,3%

77 23 a 25 27,91 800 1,00% 0,2% 0 36,0 -0,9 -16832 45,2 2,6% 10,0% 0,0% 0,0% 23,4%

113 23 a 25 55,82 800 1,00% 0,2% 0 36,0 -0,9 -16832 45,2 2,6% 20,0% 0,0% 0,0% 23,4%

7 23 a 25 13,95 800 1,00% 0,2% 0 36,0 -0,9 -16680 45,1 2,6% 5,0% 0,0% 0,0% 23,5%

107 23 a 25 27,91 800 1,25% 0,2% 0 36,0 -0,8 -16507 45,2 2,6% 10,0% 0,0% 0,0% 23,7%

129 23 a 25 55,82 800 1,25% 0,2% 0 36,0 -0,8 -16507 45,2 2,6% 20,0% 0,0% 0,0% 23,7%

48 23 a 25 13,95 800 1,25% 0,2% 0 36,0 -0,8 -16732 45,5 2,6% 5,0% 0,0% 0,0% 23,6%

152 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17582 44,9 12,4% 12,5% 0,0% 0,0% 13,5%

50 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,2% 300 36,0 -0,8 -16338 45,3 5,0% 5,0% 1,8% 20,0% 19,6%

37 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,2% 300 36,0 -0,8 -16594 45,3 5,9% 10,0% 1,7% 20,0% 18,8%

16 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,2% 300 36,0 -0,8 -16594 45,3 5,9% 20,0% 1,7% 20,0% 18,8%

199 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17452 44,9 12,4% 12,5% 0,0% 0,0% 13,6%

163 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17683 45,0 12,7% 25,0% 0,0% 0,0% 13,3%

211 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17683 45,0 12,7% 50,0% 0,0% 0,0% 13,3%

101 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,2% 300 36,0 -0,8 -16272 45,3 6,0% 10,0% 1,7% 20,0% 19,0%

8 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,2% 300 36,0 -0,8 -16272 45,3 6,0% 20,0% 1,7% 20,0% 19,0%

210 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17362 44,9 13,0% 25,0% 0,0% 0,0% 13,3%

158 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,1% 0 36,0 -0,8 -17362 44,9 13,0% 50,0% 0,0% 0,0% 13,3%



165 23 a 28 13,95 300 1,00% 0,2% 0 36,1 -0,8 -16452 45,9 12,5% 12,5% 0,0% 0,0% 14,6%

185 23 a 28 13,95 300 1,25% 0,2% 0 36,1 -0,8 -16218 46,0 12,5% 12,5% 0,0% 0,0% 14,9%

150 23 a 28 27,91 300 1,00% 0,2% 0 36,1 -0,7 -15866 46,2 13,9% 25,0% 0,0% 0,0% 14,4%

188 23 a 28 55,82 300 1,00% 0,2% 0 36,1 -0,7 -15866 46,2 13,9% 50,0% 0,0% 0,0% 14,4%

147 23 a 28 27,91 300 1,25% 0,2% 0 36,2 -0,7 -15229 46,3 14,2% 25,0% 0,0% 0,0% 14,7%

148 23 a 28 55,82 300 1,25% 0,2% 0 36,2 -0,7 -15229 46,3 14,2% 50,0% 0,0% 0,0% 14,7%

89 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,1% 0 36,2 -0,6 -12456 45,6 8,0% 15,0% 0,0% 0,0% 22,6%

13 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,1% 0 36,2 -0,6 -12456 45,6 8,0% 30,0% 0,0% 0,0% 22,6%

143 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,1% 0 36,2 -0,6 -12260 45,7 8,1% 15,0% 0,0% 0,0% 22,7%

5 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,1% 0 36,2 -0,6 -12260 45,7 8,1% 30,0% 0,0% 0,0% 22,7%

118 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,1% 0 36,2 -0,6 -11703 45,4 7,5% 7,5% 0,0% 0,0% 23,6%

80 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,1% 0 36,2 -0,6 -11621 45,3 7,5% 7,5% 0,0% 0,0% 23,7%

141 23 a 26 13,95 300 1,00% 0,2% 0 36,3 -0,6 -11756 46,3 7,5% 7,5% 0,0% 0,0% 24,0%

81 23 a 26 13,95 300 1,25% 0,2% 0 36,3 -0,5 -10807 45,7 7,5% 7,5% 0,0% 0,0% 24,7%

75 23 a 26 27,91 300 1,00% 0,2% 0 36,3 -0,5 -12149 47,0 8,7% 15,0% 0,0% 0,0% 23,0%

23 23 a 26 55,82 300 1,00% 0,2% 0 36,3 -0,5 -12149 47,0 8,7% 30,0% 0,0% 0,0% 23,0%

35 23 a 26 27,91 300 1,25% 0,2% 0 36,3 -0,5 -11990 47,2 8,8% 15,0% 0,0% 0,0% 23,2%

33 23 a 26 55,82 300 1,25% 0,2% 0 36,3 -0,5 -11990 47,2 8,8% 30,0% 0,0% 0,0% 23,2%

126 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,1% 0 36,3 -0,5 -9117 45,0 5,4% 10,0% 0,0% 0,0% 28,1%

88 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,1% 0 36,3 -0,5 -9117 45,0 5,4% 20,0% 0,0% 0,0% 28,1%

55 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -0,5 -8954 45,1 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 28,7%

6 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -0,5 -8892 45,0 5,5% 10,0% 0,0% 0,0% 28,3%



86 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,1% 0 36,4 -0,5 -8892 45,0 5,5% 20,0% 0,0% 0,0% 28,3%

68 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,1% 0 36,4 -0,5 -8853 45,0 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 28,9%

121 23 a 25 13,95 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -0,5 -8758 45,3 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 29,2%

43 23 a 25 27,91 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -0,4 -8909 45,4 5,9% 10,0% 0,0% 0,0% 28,3%

27 23 a 25 55,82 300 1,00% 0,2% 0 36,4 -0,4 -8909 45,4 5,9% 20,0% 0,0% 0,0% 28,3%

104 23 a 25 13,95 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -0,4 -8396 45,1 5,0% 5,0% 0,0% 0,0% 29,5%

69 23 a 25 27,91 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -0,4 -8461 45,3 6,0% 10,0% 0,0% 0,0% 28,6%

132 23 a 25 55,82 300 1,25% 0,2% 0 36,4 -0,4 -8461 45,3 6,0% 20,0% 0,0% 0,0% 28,6%

IA 3 a 33 27,91 0 0 0 0 36,8 0,0 0 53,1 0 0 0 0 0,0%



Conc. de polímero

(ppm)

Conc. de

álcali (%pp)


(%pp)

Conc. de polímero

pós-banco (ppm)

FR (%)

∆ FR (p.p.)

∆ Wp (m³)


(Kgf/cm²)

Wi sol. ASP

realizado (%VP)

Wi sol. ASP

previsto (%VP)



Wi água pós

banco ASP

(%VP)

17 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 800 54,3 0,0 0 30,7 10,0% 10,0% 2,7% 20,0% 58,8%

IA 3 a 33 76,29 0 0 0 0 54,3 0,0 79661 29,0 0 0 0 0 0,0%

29 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 800 54,4 0,1 -1650 31,0 10,0% 10,0% 2,8% 20,0% 58,7%

72 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 0 54,5 0,2 32301 29,1 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%



61 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,20% 800 54,5 0,2 436,1 31,0 10,0% 10,0% 2,9% 20,0% 59,1%

120 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,10% 800 54,5 0,3 -11023 32,2 15,0% 15,0% 2,7% 20,0% 49,0%

25 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,10% 300 54,6 0,3 3485,7 31,7 10,0% 10,0% 6,9% 20,0% 59,8%

109 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 0 54,6 0,3 31962 29,2 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%

37 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,20% 800 54,6 0,3 -58 31,0 10,0% 10,0% 2,8% 20,0% 59,1%

98 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,10% 800 54,7 0,4 -11161 32,1 15,0% 15,0% 2,8% 20,0% 48,8%

73 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,10% 300 54,7 0,4 2719,8 31,6 10,0% 10,0% 7,1% 20,0% 59,8%

127 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,10% 800 54,7 0,4 -24247 33,7 10,0% 10,0% 2,5% 20,0% 57,6%

7 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,20% 0 54,7 0,5 32817 29,3 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%

38 23 a 25 38,14 300 1,00% 0,20% 300 54,8 0,5 4757,2 31,6 10,0% 10,0% 7,5% 20,0% 59,8%

57 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,10% 800 54,8 0,5 -25103 33,7 10,0% 10,0% 2,6% 20,0% 57,6%

117 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,20% 0 54,8 0,5 31985 29,1 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,1%

194 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,10% 800 54,8 0,6 -24533 33,5 25,0% 25,0% 2,7% 20,0% 28,8%

192 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,10% 800 54,9 0,6 -25232 33,5 25,0% 25,0% 2,7% 20,0% 29,0%

55 23 a 25 38,14 300 1,25% 0,20% 300 54,9 0,6 4133,6 31,6 10,0% 10,0% 7,4% 20,0% 59,8%

116 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,10% 300 54,9 0,6 -8309 32,9 15,0% 15,0% 7,1% 20,0% 49,8%

19 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,10% 0 55,0 0,7 15328 30,1 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,1%

123 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,20% 800 55,0 0,7 -8158 31,8 15,0% 15,0% 2,8% 20,0% 48,9%

133 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,10% 300 55,1 0,8 -8769 33,0 15,0% 15,0% 7,1% 20,0% 49,8%

39 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,10% 0 55,1 0,8 16057 29,8 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,1%

14 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,20% 800 55,1 0,8 -8987 31,6 15,0% 15,0% 2,8% 20,0% 49,2%

82 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,10% 800 55,2 1,0 -38447 36,0 15,0% 15,0% 2,5% 20,0% 47,2%



137 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,10% 800 55,3 1,0 -32167 35,2 12,9% 20,0% 2,5% 20,0% 57,2%

46 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,10% 300 55,3 1,0 -23527 35,6 10,0% 10,0% 6,2% 20,0% 59,3%

13 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,10% 800 55,3 1,0 -29797 36,1 12,8% 40,0% 2,5% 20,0% 57,7%

145 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,10% 300 55,3 1,0 -20672 34,7 25,0% 25,0% 7,0% 20,0% 29,8%

26 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,10% 0 55,3 1,1 -694 32,8 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 79,9%

32 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,10% 800 55,3 1,1 -38306 35,9 15,0% 15,0% 2,5% 20,0% 47,4%

151 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,10% 300 55,4 1,1 -21242 34,0 25,0% 25,0% 7,0% 20,0% 29,8%

77 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,20% 300 55,4 1,1 -4863 33,0 15,0% 15,0% 7,3% 20,0% 49,7%

206 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,20% 800 55,4 1,1 -20837 31,5 25,0% 25,0% 2,8% 20,0% 28,9%

8 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,10% 800 55,4 1,1 -30616 36,6 12,8% 40,0% 2,6% 20,0% 57,3%

49 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,10% 800 55,4 1,1 -31038 36,2 12,8% 20,0% 2,6% 20,0% 57,4%

208 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,20% 800 55,5 1,2 -20807 30,8 25,0% 25,0% 2,8% 20,0% 29,1%

131 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,10% 0 55,5 1,2 -1291 32,9 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 79,9%

108 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,20% 800 55,5 1,2 -26538 35,7 10,0% 10,0% 2,7% 20,0% 58,6%

126 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,10% 300 55,5 1,2 -25140 36,4 10,0% 10,0% 6,3% 20,0% 59,3%

30 23 a 26 38,14 300 1,00% 0,20% 0 55,5 1,2 15892 30,8 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,1%

142 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,10% 800 55,5 1,3 -6034 33,5 20,0% 20,0% 2,6% 20,0% 58,8%

95 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,20% 800 55,6 1,3 -26925 35,3 10,0% 10,0% 2,7% 20,0% 58,6%

111 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,20% 0 55,6 1,3 18694 30,5 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,1%

198 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,10% 800 55,7 1,4 -54768 38,6 25,0% 25,0% 2,5% 20,0% 25,9%

157 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,10% 800 55,8 1,5 -54207 38,0 25,0% 25,0% 2,5% 20,0% 26,1%

183 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,10% 0 55,8 1,5 -6481 32,4 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 50,1%



115 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,10% 800 55,9 1,6 -44037 37,5 18,6% 60,0% 2,6% 20,0% 46,6%

62 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,10% 800 55,9 1,6 -8403 34,3 20,0% 20,0% 2,8% 20,0% 59,0%

144 23 a 26 38,14 300 1,25% 0,20% 300 55,9 1,6 -10438 34,5 15,0% 15,0% 7,7% 20,0% 49,9%

21 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,10% 300 55,9 1,7 -39632 39,1 15,0% 15,0% 6,3% 20,0% 49,0%

162 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,20% 300 56,0 1,7 -15232 31,8 25,0% 25,0% 7,2% 20,0% 29,8%

138 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,10% 800 56,0 1,7 -52972 40,4 18,5% 30,0% 2,4% 20,0% 46,0%

160 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,10% 0 56,0 1,7 -5930 32,7 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 50,1%

89 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,10% 800 56,0 1,8 -45038 37,6 18,6% 60,0% 2,6% 20,0% 46,8%

66 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,10% 800 56,1 1,8 -44670 37,7 18,6% 30,0% 2,6% 20,0% 46,9%

143 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,10% 300 56,1 1,8 -34779 37,2 12,9% 20,0% 6,2% 20,0% 58,6%

33 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,10% 300 56,2 1,9 -39714 39,0 15,0% 15,0% 6,2% 20,0% 48,9%

85 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,10% 300 56,2 1,9 -32129 38,2 12,8% 40,0% 6,2% 20,0% 59,1%

94 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,10% 0 56,2 1,9 17832 31,4 20,0% 20,0% 0,0% 0,0% 80,1%

101 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,10% 300 56,3 2,0 -8094 34,4 20,0% 20,0% 7,0% 20,0% 59,8%

48 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,20% 300 56,3 2,0 -28821 37,0 10,0% 10,0% 6,8% 20,0% 59,8%

79 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,10% 0 56,4 2,1 19864 30,8 20,0% 20,0% 0,0% 0,0% 80,1%

182 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,10% 800 56,4 2,1 -64244 39,0 29,7% 100,0% 2,5% 20,0% 25,1%

114 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,10% 300 56,4 2,1 -32466 38,0 12,8% 40,0% 6,3% 20,0% 59,1%

136 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,10% 0 56,4 2,1 -9536 33,8 12,9% 20,0% 0,0% 0,0% 80,0%

214 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,10% 800 56,4 2,1 -62290 38,9 29,7% 50,0% 2,4% 20,0% 25,1%

104 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,10% 300 56,5 2,2 -33349 38,3 12,8% 20,0% 6,3% 20,0% 59,0%

200 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,10% 300 56,5 2,2 -53898 39,6 25,0% 25,0% 6,1% 20,0% 27,7%



164 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,10% 800 56,5 2,2 -65073 39,1 29,8% 50,0% 2,5% 20,0% 25,3%

12 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,20% 300 56,5 2,2 -28542 37,3 10,0% 10,0% 6,8% 20,0% 59,8%

102 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,10% 0 56,5 2,2 -13624 34,0 12,8% 40,0% 0,0% 0,0% 80,0%

87 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,20% 800 56,5 2,2 -41622 39,2 15,0% 15,0% 2,6% 20,0% 48,5%

60 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,10% 300 56,5 2,2 -6932 33,6 20,0% 20,0% 7,0% 20,0% 59,8%

53 23 a 25 38,14 800 1,00% 0,20% 0 56,5 2,2 -9577 33,4 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,0%

173 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,10% 800 56,6 2,3 -65339 39,2 29,8% 100,0% 2,5% 20,0% 25,3%

172 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,10% 300 56,6 2,3 -53537 39,0 25,0% 25,0% 6,2% 20,0% 27,7%

9 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,10% 0 56,6 2,3 -12172 33,9 12,8% 40,0% 0,0% 0,0% 79,9%

216 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,20% 300 56,6 2,3 -25193 34,7 25,0% 25,0% 7,5% 20,0% 29,9%

112 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,20% 800 56,7 2,4 -6083 34,4 20,0% 20,0% 2,7% 20,0% 59,1%

6 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,10% 0 56,7 2,4 -24317 35,5 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 69,9%

24 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,10% 800 56,7 2,4 -16230 34,9 30,0% 30,0% 2,8% 20,0% 48,8%

74 23 a 25 38,14 800 1,25% 0,20% 0 56,7 2,4 -9904 33,0 10,0% 10,0% 0,0% 0,0% 80,0%

86 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,10% 0 56,7 2,5 -13601 33,9 12,8% 20,0% 0,0% 0,0% 80,0%

210 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,20% 800 56,7 2,5 -51832 37,7 25,0% 25,0% 2,6% 20,0% 28,4%

163 23 a 28 38,14 300 1,00% 0,20% 0 56,8 2,5 1187,8 31,7 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 50,1%

27 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,20% 800 56,8 2,5 -41567 38,8 15,0% 15,0% 2,7% 20,0% 48,6%

132 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,10% 800 56,8 2,5 -15520 34,7 30,0% 30,0% 2,7% 20,0% 48,8%

174 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,20% 800 56,9 2,6 -52539 37,3 25,0% 25,0% 2,7% 20,0% 28,5%

88 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,20% 800 56,9 2,6 -3470 33,6 20,0% 20,0% 2,9% 20,0% 59,2%

170 23 a 28 38,14 300 1,25% 0,20% 0 56,9 2,6 1950 30,9 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 50,1%



93 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,10% 0 56,9 2,7 -26209 35,8 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 69,9%

121 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,10% 300 57,0 2,7 -46905 40,8 18,6% 60,0% 6,3% 20,0% 48,5%

103 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,20% 800 57,0 2,7 -39255 38,5 13,7% 40,0% 2,7% 20,0% 58,5%

36 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,20% 800 57,1 2,8 -38999 38,5 13,7% 20,0% 2,6% 20,0% 58,6%

140 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,10% 300 57,1 2,8 -56958 41,9 18,5% 30,0% 6,0% 20,0% 47,3%

35 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,20% 0 57,2 2,9 20323 31,5 20,0% 20,0% 0,0% 0,0% 80,1%

69 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,10% 300 57,2 2,9 -46962 39,4 18,6% 60,0% 6,1% 20,0% 48,6%

28 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,10% 300 57,2 3,0 -47057 39,9 18,6% 30,0% 6,1% 20,0% 48,6%

215 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,10% 300 57,3 3,0 -62799 41,4 29,7% 50,0% 5,9% 20,0% 27,0%

76 23 a 25 76,29 300 1,00% 0,20% 300 57,3 3,0 -3887 34,6 20,0% 20,0% 7,3% 20,0% 59,8%

171 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,10% 300 57,3 3,0 -63354 41,9 29,7% 100,0% 5,8% 20,0% 27,1%

134 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,20% 800 57,4 3,1 -40143 38,1 13,8% 40,0% 2,7% 20,0% 58,6%

118 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,20% 800 57,4 3,1 -40028 38,1 13,8% 20,0% 2,7% 20,0% 58,6%

107 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,10% 300 57,4 3,2 -14920 35,6 30,0% 30,0% 7,0% 20,0% 49,8%

125 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,20% 0 57,5 3,2 24089 31,2 20,0% 20,0% 0,0% 0,0% 80,1%

149 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,10% 300 57,6 3,3 -63438 42,3 29,8% 50,0% 6,0% 20,0% 27,2%

159 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,10% 300 57,6 3,3 -64287 42,3 29,8% 100,0% 6,0% 20,0% 27,1%

100 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,20% 300 57,6 3,3 -43943 40,6 15,0% 15,0% 6,7% 20,0% 49,7%

65 23 a 25 76,29 300 1,25% 0,20% 300 57,6 3,3 -832,3 33,5 20,0% 20,0% 7,3% 20,0% 59,8%

44 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,10% 300 57,7 3,4 -14687 35,2 30,0% 30,0% 7,0% 20,0% 49,7%

207 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,10% 0 57,9 3,6 -47394 39,4 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 49,2%

2 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,20% 300 57,9 3,6 -43519 39,8 15,0% 15,0% 6,7% 20,0% 49,7%



141 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,10% 0 58,0 3,7 -44036 38,4 18,5% 30,0% 0,0% 0,0% 69,0%

34 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,10% 0 58,0 3,7 -36424 37,5 18,6% 60,0% 0,0% 0,0% 69,9%

148 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,20% 300 58,0 3,7 -52001 39,5 25,0% 25,0% 6,5% 20,0% 29,6%

40 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,10% 0 58,0 3,7 5107,5 32,3 30,0% 30,0% 0,0% 0,0% 70,1%

68 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,20% 300 58,1 3,8 -41927 38,8 13,7% 20,0% 6,8% 20,0% 59,7%

146 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,10% 0 58,1 3,8 -46526 38,2 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 49,2%

15 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,20% 300 58,1 3,8 -41552 39,0 13,7% 40,0% 6,6% 20,0% 59,7%

54 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,10% 0 58,2 3,9 4966,8 31,7 30,0% 30,0% 0,0% 0,0% 70,1%

90 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,10% 800 58,2 3,9 -15718 34,7 33,1% 40,0% 2,6% 20,0% 58,8%

188 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,20% 300 58,2 3,9 -51711 39,1 25,0% 25,0% 6,7% 20,0% 29,6%

5 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,20% 800 58,2 3,9 -8786 33,9 30,0% 30,0% 2,9% 20,0% 48,8%

31 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,10% 0 58,3 4,0 -35048 36,8 18,6% 60,0% 0,0% 0,0% 69,9%

41 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,10% 800 58,3 4,0 -13718 34,5 33,0% 40,0% 2,6% 20,0% 58,9%

177 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,10% 800 58,3 4,0 -34516 37,2 50,0% 50,0% 2,6% 20,0% 28,5%

113 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,20% 800 58,3 4,0 -51800 40,7 19,9% 30,0% 2,7% 20,0% 48,3%

3 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,10% 0 58,4 4,1 -37679 37,1 18,6% 30,0% 0,0% 0,0% 69,7%

212 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,10% 800 58,4 4,1 -31341 37,2 50,0% 50,0% 2,6% 20,0% 28,7%

11 23 a 26 38,14 800 1,00% 0,20% 0 58,4 4,1 -34442 35,8 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,0%

139 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,20% 800 58,4 4,1 -8337 33,2 30,0% 30,0% 2,7% 20,0% 49,0%

71 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,20% 300 58,4 4,1 -42177 38,2 13,8% 20,0% 6,8% 20,0% 59,7%

187 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,20% 800 58,5 4,2 -66267 39,1 31,9% 100,0% 2,5% 20,0% 28,2%

56 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,20% 300 58,5 4,2 -42881 38,5 13,8% 40,0% 6,8% 20,0% 59,7%



47 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,20% 800 58,5 4,2 -51188 40,7 19,9% 60,0% 2,7% 20,0% 48,5%

105 23 a 25 152,6 800 1,00% 0,20% 0 58,5 4,2 -27301 34,5 13,7% 40,0% 0,0% 0,0% 80,0%

23 23 a 25 76,29 800 1,00% 0,20% 0 58,5 4,2 -28200 34,6 13,7% 20,0% 0,0% 0,0% 80,0%

185 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,20% 800 58,8 4,5 -65985 39,2 31,9% 50,0% 2,6% 20,0% 28,5%

4 23 a 26 38,14 800 1,25% 0,20% 0 58,8 4,5 -33919 35,5 15,0% 15,0% 0,0% 0,0% 70,0%

91 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,20% 800 58,9 4,6 -51829 38,2 20,1% 60,0% 2,7% 20,0% 48,5%

106 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,20% 800 58,9 4,6 -51412 38,2 20,1% 30,0% 2,6% 20,0% 48,6%

42 23 a 25 76,29 800 1,25% 0,20% 0 58,9 4,6 -27527 34,2 13,8% 20,0% 0,0% 0,0% 79,9%

64 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,10% 300 58,9 4,7 -14866 34,4 33,1% 40,0% 6,9% 20,0% 59,8%

16 23 a 25 152,6 800 1,25% 0,20% 0 59,0 4,7 -28467 34,3 13,8% 40,0% 0,0% 0,0% 80,0%

195 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,20% 800 59,0 4,7 -67490 38,8 32,1% 50,0% 2,6% 20,0% 28,4%

213 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,10% 0 59,0 4,7 -54104 38,7 29,7% 50,0% 0,0% 0,0% 48,3%

193 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,10% 0 59,0 4,7 -54706 38,9 29,7% 100,0% 0,0% 0,0% 48,3%

52 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,10% 300 59,0 4,7 -13649 34,1 33,0% 40,0% 7,0% 20,0% 59,8%

124 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,20% 300 59,0 4,7 -4801 34,0 30,0% 30,0% 7,2% 20,0% 49,8%

202 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,20% 800 59,2 4,9 -67029 38,6 32,1% 100,0% 2,5% 20,0% 28,5%

191 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,10% 300 59,2 4,9 -29153 37,6 50,0% 50,0% 6,8% 20,0% 29,8%

97 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,10% 0 59,2 4,9 10936 31,8 33,0% 40,0% 0,0% 0,0% 80,1%

153 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,10% 300 59,2 4,9 -26161 37,9 50,0% 50,0% 6,8% 20,0% 29,8%

96 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,10% 0 59,2 5,0 10004 32,4 33,1% 40,0% 0,0% 0,0% 80,1%

209 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,10% 0 59,4 5,1 -54263 38,9 29,8% 50,0% 0,0% 0,0% 48,4%

201 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,10% 0 59,4 5,2 -54323 38,6 29,8% 100,0% 0,0% 0,0% 48,4%



135 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,20% 300 59,5 5,2 -8074 33,5 30,0% 30,0% 7,2% 20,0% 49,9%

70 23 a 26 76,29 300 1,00% 0,20% 0 59,5 5,2 15207 32,3 30,0% 30,0% 0,0% 0,0% 70,1%

78 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,20% 300 59,7 5,4 -52662 40,7 19,9% 30,0% 6,6% 20,0% 49,7%

63 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,20% 300 59,7 5,4 -52930 40,8 19,9% 60,0% 6,5% 20,0% 49,7%

45 23 a 26 76,29 300 1,25% 0,20% 0 59,7 5,4 18886 31,6 30,0% 30,0% 0,0% 0,0% 70,1%

67 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,20% 300 60,0 5,7 -51921 38,1 20,1% 60,0% 6,8% 20,0% 49,7%

1 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,20% 300 60,1 5,8 -51063 38,0 20,1% 30,0% 6,8% 20,0% 49,7%

211 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,10% 0 60,1 5,8 -7588 34,0 50,0% 50,0% 0,0% 0,0% 50,1%

184 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,20% 800 60,1 5,8 -21190 30,3 50,0% 50,0% 2,7% 20,0% 28,9%

43 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,10% 800 60,2 5,9 -26967 35,7 48,2% 60,0% 2,6% 20,0% 49,0%

199 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,10% 0 60,2 5,9 -3653 33,9 50,0% 50,0% 0,0% 0,0% 50,1%

186 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,20% 300 60,2 5,9 -66131 38,2 31,9% 100,0% 6,3% 20,0% 29,6%

204 23 a 28 38,14 800 1,00% 0,20% 0 60,3 6,0 -49219 37,9 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 49,9%

166 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,20% 300 60,3 6,0 -66386 38,3 31,9% 50,0% 6,3% 20,0% 29,5%

58 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,10% 800 60,3 6,0 -24664 35,6 48,4% 60,0% 2,7% 20,0% 48,9%

196 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,20% 800 60,3 6,0 -20104 29,9 50,0% 50,0% 2,7% 20,0% 28,9%

180 23 a 28 38,14 800 1,25% 0,20% 0 60,5 6,2 -49085 35,6 25,0% 25,0% 0,0% 0,0% 50,0%

158 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,20% 300 60,6 6,3 -66557 37,8 32,1% 50,0% 6,4% 20,0% 29,5%

175 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,20% 300 60,6 6,3 -67193 37,9 32,1% 100,0% 6,4% 20,0% 29,5%

128 23 a 26 76,29 800 1,00% 0,20% 0 60,7 6,4 -47673 37,3 19,9% 30,0% 0,0% 0,0% 70,0%

10 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,20% 800 60,7 6,4 -9878 33,1 35,8% 40,0% 2,8% 20,0% 58,8%

81 23 a 26 152,6 800 1,00% 0,20% 0 60,8 6,5 -47870 37,6 19,9% 60,0% 0,0% 0,0% 69,9%



119 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,10% 300 60,8 6,5 -21339 35,3 48,2% 60,0% 6,7% 20,0% 49,8%

92 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,20% 800 60,9 6,6 -6841 32,6 35,7% 40,0% 2,7% 20,0% 59,1%

80 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,10% 300 60,9 6,7 -17586 35,0 48,4% 60,0% 6,8% 20,0% 49,8%

179 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,20% 300 61,0 6,7 -14441 30,2 50,0% 50,0% 7,1% 20,0% 29,8%

83 23 a 26 152,6 800 1,25% 0,20% 0 61,2 6,9 -44461 36,6 20,1% 60,0% 0,0% 0,0% 69,9%

122 23 a 26 76,29 800 1,25% 0,20% 0 61,2 6,9 -44545 36,7 20,1% 30,0% 0,0% 0,0% 70,0%

155 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,20% 300 61,2 6,9 -12927 29,9 50,0% 50,0% 7,2% 20,0% 29,8%

130 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,10% 0 61,3 7,0 4851,3 32,6 48,2% 60,0% 0,0% 0,0% 70,1%

50 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,20% 300 61,3 7,0 -4387 32,9 35,8% 40,0% 7,4% 20,0% 59,8%

75 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,10% 0 61,4 7,1 11001 32,2 48,4% 60,0% 0,0% 0,0% 70,1%

110 23 a 25 152,6 300 1,00% 0,20% 0 61,5 7,2 23236 32,0 35,8% 40,0% 0,0% 0,0% 80,1%

18 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,20% 300 61,5 7,2 -1073 32,4 35,7% 40,0% 7,1% 20,0% 59,8%

99 23 a 25 152,6 300 1,25% 0,20% 0 61,7 7,4 26968 31,9 35,7% 40,0% 0,0% 0,0% 80,1%

167 23 a 28 76,29 300 1,00% 0,20% 0 62,0 7,7 12056 29,6 50,0% 50,0% 0,0% 0,0% 50,1%

147 23 a 28 76,29 300 1,25% 0,20% 0 62,1 7,9 13583 29,4 50,0% 50,0% 0,0% 0,0% 50,1%

169 23 a 28 152,6 800 1,00% 0,20% 0 62,3 8,0 -58380 35,8 31,9% 100,0% 0,0% 0,0% 50,0%

156 23 a 28 76,29 800 1,00% 0,20% 0 62,3 8,1 -58218 35,9 31,9% 50,0% 0,0% 0,0% 50,0%

154 23 a 28 76,29 800 1,25% 0,20% 0 62,7 8,4 -56823 35,3 32,1% 50,0% 0,0% 0,0% 50,0%

190 23 a 28 152,6 800 1,25% 0,20% 0 62,7 8,4 -57807 35,2 32,1% 100,0% 0,0% 0,0% 50,0%

178 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,10% 800 62,8 8,5 -13079 34,9 78,9% 100,0% 2,7% 20,0% 29,0%

168 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,10% 800 63,0 8,7 -11662 35,1 78,9% 100,0% 2,6% 20,0% 29,2%

20 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,20% 800 63,3 9,0 -9938 30,9 52,2% 60,0% 2,7% 20,0% 48,8%



165 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,10% 300 63,4 9,1 -5050 35,7 78,9% 100,0% 6,9% 20,0% 29,8%

22 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,20% 800 63,5 9,2 -6147 30,5 52,3% 60,0% 2,8% 20,0% 48,8%

152 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,10% 300 63,6 9,3 -3133 35,8 78,9% 100,0% 6,9% 20,0% 29,8%

129 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,20% 300 63,9 9,6 -2345 31,7 52,2% 60,0% 7,2% 20,0% 49,8%

84 23 a 26 152,6 300 1,00% 0,20% 0 64,0 9,7 28931 30,9 52,2% 60,0% 0,0% 0,0% 70,1%

51 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,20% 300 64,1 9,8 778,5 30,9 52,3% 60,0% 7,2% 20,0% 49,9%

59 23 a 26 152,6 300 1,25% 0,20% 0 64,2 9,9 33258 29,9 52,3% 60,0% 0,0% 0,0% 70,1%

150 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,10% 0 64,4 10,1 18191 33,1 78,9% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

181 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,10% 0 64,6 10,3 19531 33,0 78,9% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

197 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 800 66,4 12,1 12365 29,4 86,1% 100,0% 2,7% 20,0% 29,2%

176 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 800 66,7 12,4 20581 28,9 86,8% 100,0% 2,8% 20,0% 29,2%

203 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 300 67,0 12,7 21671 29,1 86,1% 100,0% 7,2% 20,0% 29,8%

205 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 300 67,3 13,0 29953 28,7 86,8% 100,0% 7,2% 20,0% 29,8%

189 23 a 28 152,6 300 1,00% 0,20% 0 67,7 13,4 53490 28,0 86,1% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

161 23 a 28 152,6 300 1,25% 0,20% 0 68,0 13,7 61988 27,7 86,8% 100,0% 0,0% 0,0% 50,1%

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE · injeção da solução ASP, nos dois reservatórios...

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