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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 OU
ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-
SAL
Laís Medeiros de Lima
NOVEMBRO 2016
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
Laís Medeiros de Lima
ANÁLISE DO PROCESSO DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 OU ÁGUA EM
RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL
Trabalho apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte como
requisito parcial para a obtenção do título
de Engenheiro de Petróleo.
Orientadora: Jennys Lourdes Meneses
Barillas, Dra.
NOVEMBRO 2016
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
LIMA, Laís Medeiros de. Análise do processo de injeção contínua de CO2 ou água em
reservatórios com características do pré-sal. 2016. 64f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia
de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016.
Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas
RESUMO
___________________________________________________________________________
O pré-sal é a maior descoberta petrolífera mundial dos últimos cinquenta anos. O petróleo do
pré-sal está contido em reservatórios ultraprofundos, sob extensa e espessa camada de sal
presentes ao longo da costa afora do Espírito Santo até Santa Catarina. Essas reservas
apresentam grandes volumes de óleo leve (entre 28° a 30° API), com alto volume de gás e
contendo alto teor de CO2 (8 - 12%). A exploração dessas reservas apresentam também grandes
desafios devido à altas profundidades, distância da costa, o comportamento do sal, entre outros.
Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo analisar dois importantes métodos de
recuperação de petróleo: injeção de água e CO2. A partir da modelagem de um fluido leve e um
reservatório com características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, foram simulados
diferentes modelos de injeção através do GEM (Generalized Equation-of-State Model
Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), alterando-se
parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção, configuração de poços e tempos de
injeção. Inicialmente, foram analisados a injeção isolada de água e CO2, e depois o processo de
injeção de água e CO2, alternativamente. Quando analisado a injeção separada desses fluidos,
o processo de injeção de CO2 se mostrou menos eficiente do que a injeção de água, mas
proporcionou uma antecipação da produção. Os resultados mostraram que a utilização de
métodos de recuperação aumentaram o fator de recuperação de óleo em relação a recuperação
primária, em torno de 62% no melhor caso estudado. A injeção contínua de água seguida de
CO2 apresentou os melhores resultados quando comparado com a injeção desses fluidos
isoladamente, incrementando o fator de recuperação em aproximadamente 8% em relação à
apenas a injeção contínua de água.
Palavras-Chaves: Injeção de CO2, injeção de água, pré-sal
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
LIMA, Laís Medeiros de. Análise do processo de injeção contínua de CO2 ou água em
reservatórios com características do pré-sal. 2016. 64f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia
de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016.
Orientadora: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
ABSTRACT
__________________________________________________________________________
Pre-salt is the world’s greatest oil-related finding of the past 50 years. Pre-salt oil lies in ultra-
deeps reservoirs, under an extensive and thick salt layer, along the coast from the states of
Espírito Santo to Santa Catarina. These reserves have large volumes of light oil (between 28 to
30 API), large gas volume and high CO2 content (8% - 12%). The exploitation of these reserves
also presents great challenges due to the high depths, distance of the coast, the behaviour of
salt, among others. In this context, this research aimed to analyse two important methods of oil
recovery: water and CO2 injection. From the modelling of a light fluid and a reservoir with
characteristics similar to the Brazilian pre-salt, different injection models were simulated
through GEM (“Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir”) from CMG
(“Computer Modelling Group”), changing operational parameters such as injection flow, well
configuration and injection times. Initially, the isolated injection of water and CO2, and then
the injection process of water and CO2, alternatively, were analysed. When the separated
injection of these fluids was analysed, the CO2 injection process showed be less efficient than
the water injection, but provided an anticipation of the production. The results showed that the
use of recovery methods increased the oil recovery factor compared to the primary recovery,
around 62% in the best studied case. The continuous injection of water followed by CO2 showed
better results when compared to the injection of these fluids separately, increasing the oil
recovery factor by approximately 8% compared to only the injection of water.
Keywords: CO2 injection, water injection, pre-salt
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Laís Medeiros de Lima
DEDICATÓRIA
___________________________________________________________________________
Este trabalho é dedicado aos meus pais, Maria
Lúcia Batista Medeiros de Lima e José Erivan
Costa de Lima, por todo carinho, apoio e
dedicação.
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Laís Medeiros de Lima
AGRADECIMENTOS
À toda minha família, principalmente meus pais, Maria Lúcia Batista M. De Lima e
José Erivan Costa de Lima, minha irmã Gabrielle Medeiros de Lima e minha avó Maria
Fernandes de Carvalho pelo apoio, carinho e dedicação.
À minha orientadora, Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas por aceitar me guiar
nessa tragetória, pelos seus conselhos, sua paciência e disponibilidade, sempre me recebendo e
ajudando.
À todos os meus professores do Departamento de Engenharia de Petróleo, por todo o
conhecimento passado.
Ao meu namorado Júlio Opolski Netto, que esteve comigo em todos os momentos.
Obrigada por todo amor, paciência e amizade.
Aos meus amigos do curso, Marcela Ferraz, Juliana Rocha, Gabriel Fróes, pelo incetivo
e apoio constantes.
Às minhas queridas amigas, em especial Jessyca Alencar, Laryssa Alencar, Louise
Araújo, Lorenna Marques e Virgínia Batista, que sempre me apoiaram ao longo dessa jornada.
Ao suporte financeiro da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis, do FINEP – Financiadora de Estudos e Projetose do MCTI- Ministério da
Ciência, Tecnologia e Informação por meio do programa de Recursos Humanos da ANP para
o setor de Petróleo e Gás – PRH43 – ANP/MCTI. Ao professor Edney Rafael por todo o esforço
e suporte prestado.
À CMG, pelo software concedido.
E a todos que direta ou indiretamente fizeram parte da minha formação, o meu muito
obrigada.
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Laís Medeiros de Lima
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO 2
2. ASPECTOS TEÓRICOS 5
2.1 Métodos de Recuperação de Petróleo 5
2.1.1 Eficiência de varrido horizontal (EA) 7
2.1.2 Eficiência de deslocamento (ED) 7
2.1.3 Métodos convencionais de recuperação 7
2.1.4 Métodos especiais de recuperação 10
2.2 Pré-sal brasileiro 18
3. MATERIAS E MÉTODOS 22
3.1 Ferramentas Computacionais 22
Builder 22
WinProp 22
GEM 23
3.2 Modelagem do fluido 23
3.2.1 Composição 24
3.2.2 Viscosidade de fluido 25
3.2.3 Diagrama de fluidos 26
3.2.4 Curvas de permeabilidade relativa 27
3.3 Modelagem do reservatório 29
3.3.1 Modelo físico do reservatório 29
3.3.2 Características operacionais do modelo base 32
3.3.3 Metodologia para realização do trabalho 35
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES 38
4.1 Análise da influência de vazões de injeção de água e CO2 utilizando diferentes
configurações 38
4.1.1 Injeção de água 38
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Laís Medeiros de Lima
4.1.2 Injeção de CO2 43
4.2 Comparação do uso de CO2 e água com a malha five-spot 48
4.3 Análise de tempos diferentes com injeção de água e CO2 53
5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 58
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 60
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Laís Medeiros de Lima
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2-1: Diagrama dos métodos de recuperação de petróleo ................................................ 6
Figura 2-2: Comportamento das fases e dinâmica do fluxo em injeção miscível (a) performance
ideal, (b) durante a influência da densidade do fluido e (c) influência da viscosidade que
produz caminhos preferenciais do gás no óleo. ................................................................ 11
Figura 2-3: Esquema de injeção de CO2 ................................................................................... 12
Figura 2-4: Estimativa da pressão mínima de miscibilidade do CO2 ....................................... 14
Figura 2-5: Resultado de um experimento de Slim tube ........................................................... 15
Figura 2-6: Diferença de área ocupada pelo processo de permeação em membranas e por
absorção química .............................................................................................................. 17
Figura 2-7: Profundidade típica de um poço no pré-sal ........................................................... 19
Figura 2-8: Diagrama dos desenvolvimentos e desafios do pré-sal ......................................... 20
Figura 3-1: Ajuste de viscosidade ............................................................................................ 26
Figura 3-2: Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo ..................................................... 27
Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativas do sistema água – óleo.................................. 28
Figura 3-4:Curvas de permeabilidades relativa do sistema líquido-gás ................................... 29
Figura 3-5: Visão 3D do reservatório ....................................................................................... 30
Figura 3-6: Vista Superior do reservatório com curvas de nível .............................................. 31
Figura 3-7: Vista superior das configurações utilizadas a) Configuração 1: Linha Direta; b)
Configuração 2: Five Spot Normal; c) Configuração 3: Seven Spot Normal; d)
Configuração 4: Nine Spot Normal; e) Configuração 5: 4 poços verticais injetores e 1 poço
horizontal produtor. .......................................................................................................... 34
Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de água .............. 39
Figura 4-2: Fator de recuperação para diferentes configurações .............................................. 40
Figura 4-3: Comparativo de saturação de água utilizando vazões mínima (esquerda) ............ 42
Figura 4-4: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2............... 44
Figura 4-5: Fator de recuperação de óleo para diferentes configurações ................................. 46
Figura 4-6: Vazão de gás com injeção de CO2 ......................................................................... 47
Figura 4-7: Fator de recuperação de água e CO2 ...................................................................... 48
Figura 4-8: Comparação dos fluidos produzidos na injeção de CO2 e água ............................ 49
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Laís Medeiros de Lima
Figura 4-9: Pressão média do reservatório para injeção de água e CO2 em função do tempo em
anos ................................................................................................................................... 50
Figura 4-10: Comparativo das saturações de óleo do reservatório quando injetado água (direita)
e CO2 (esquerda) depois de 1, 2 e 7 anos de produção. .................................................... 52
Figura 4-11: Fator de recuperação para diferentes tempos de injeção de água e CO2 ............. 54
Figura 4-12: Análise Comparativa da pressão entre a injeção contínua de água e CO2 e a pressão
quando apenas água é injetada.......................................................................................... 55
Figura 4-13: Comparativo do volume de água produzida para os 5 modelos de injeção ......... 56
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Laís Medeiros de Lima
LISTA DE TABELAS
Tabela 2-1: Classificação do óleo ............................................................................................... 5
Tabela 2-2: Considerações sobre o tratamento de água............................................................. 9
Tabela 3-1: Composição do óleo analisado .............................................................................. 24
Tabela 3-2: Pseudocomponentes .............................................................................................. 25
Tabela 3-3: Características dimensionais do reservatório ........................................................ 30
Tabela 3-4: Características e propriedades do modelo base ..................................................... 32
Tabela 3-5: Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas ............................... 32
Tabela 3-6: Configurações de poços utilizadas nas simulações ............................................... 33
Tabela 3-7: Diferenças configurações de malhas utilizadas na simulação ............................... 35
Tabela 4-1: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido após 40 anos de
produção ........................................................................................................................... 38
Tabela 4-2: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido ............................. 43
Tabela 4-3: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido ............................. 53
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Laís Medeiros de Lima
LISTA DE ABREVIATURAS
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível
API American Petroleum Institute
CCS Carbon Capture and Storage
CMG Computer Modelling Group
CO2 Dióxido de Carbono
CO2 EOR Injeção de dióxido de carbono para a recuperação avançada de óleo
EOR Enchanced Oil Recovery
MM m³std Milhões de metro cúbico em condições de superfície
FPSO Floating Production Storage and Offloading
FR Fator de Recuperação
PMM Pressão Mínima de Miscibilidade
Offshore Produção de petróleo no mar
Onshore Produção de petróleo em terra
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CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
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1. INTRODUÇÃO
O petróleo, que possui uma grande relevância na economia brasileira, tem motivado
explorações ao longo do vasto território brasileiro, desde campos terrestres a marítimos, em
águas profundas e ultraprofundas. Uma das maiores conquistas foi alcançada nessa década com
o descobrimento de reservatórios no fundo do oceano, abaixo da camada do pré-sal.
A qualidade do petróleo encontrado, por ser indicado como leve, diminuirá a
dependência do país e reduzirá as importações desse produto. A Petrobras definiu, em uma
publicação na data de 8 de agosto de 2007, as rochas do pré-sal como reservatórios situados sob
extensa camada de sal que se estende na região costa-afora entre os estados do Espírito Santo e
Santa Catarina, contidos numa faixa de 800 km de comprimento por 200 km de largura em
algumas áreas (PETROBRAS, 2014).
A utilização de toda essa reserva impõe desafios econômicos, científicos e ambientais,
tais como: caracterização interna do reservatório (foco nas heterogeneidades), emprego de
materiais resistentes a CO2, construção de poços de grande extensão, linhas de alta pressão para
injeção de gás, distância da costa em torno de 300 km, entre outros (LIMA, 2008).
Apesar de todos os desafios apresentados na perfuração e produção dessa imensa
reserva, excelentes resultados são obtidos. De acordo com a ANP (2016), a produção do pré-
sal bateu um recorde em julho de 2016, onde foi produzido 1,060 milhão de barris de petróleo
por dia (bbl/d) de petróleo e 40,8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural,
resultando em aproximadamente 1,317 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d),
um aumento de 6,2% em relação ao mês anterior.
Em busca de otimizar a produção de petróleo, gerando assim, maior retorno financeiro,
métodos de recuperação suplementar são aplicados, geralmente após a recuperação primária do
reservatório. A injeção de água em reservatórios é amplamente utilizada como método
secundário, já que o custo é menor quando comparado com outros métodos e possui um bom
fator de recuperação, que representa a fração do óleo móvel recuperado. Além disso, em
ambientes offshore há a vantagem de possuir água marinha como uma abundante fonte para a
implementação desse método.
As últimas décadas vem também sendo marcadas pelos incentivos a utilização de
energia mais limpa. Como a produção de um poço de pré-sal tem um volume elevado de CO2,
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sua injeção se tornou um método muito utilizado, gerando um relevante incremento na produção
de petróleo. BELTRÃO et al. (2009) relatam que o óleo contidos nos reservatórios carbonáticos
de Tupi é um óleo leve (28-30°), com alta quantidades de gases (GOR maior que 200 m³/m³) e
contendo teor de CO2 entre 8 e 12%. Nesse contexto, o uso desse método está crescendo e
consequentemente, reduzindo as emissões de CO2 na atmosfera, um dos principais causadores
do efeito estufa.
A simulação numérica de reservatório é uma ferramenta amplamente utilizada na
indústria de petróleo para o estudo e previsão do comportamento dos fluidos no reservatório.
Para desenvolver este projeto será utilizado o simulador GEM, que foi criado pela empresa
CMG (Computer Modeling Group). Assim, foi possível analisar aspectos da recuperação
avançada de óleo através da injeção de CO2 e de água em reservatórios com condições similares
ao encontrado em reservatórios do pré-sal brasileiro.
Nessa pesquisa foram estudados parâmetros operacionais que podem afetar o processo,
tais como: vazões de CO2 e de água, configuração de poços e tempos de injeção. Dessa forma,
foi realizado um planejamento experimental para avaliar como tais variáveis influenciam nos
resultados.
Esse projeto é composto por cinco capítulos. O capítulo II apresenta os aspectos teóricos
necessários para uma melhor compreensão de toda a pesquisa. O capítulo III retrata toda a
modelagem de fluido e reservatório com características do pré-sal. O capítulo IV demonstra os
diferentes resultados que foram obtidos e discute aspectos importantes. Por último, o capítulo
V apresenta conclusões sobre o projeto e recomendações.
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CAPÍTULO II
ASPECTOS TEÓRICOS
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2. ASPECTOS TEÓRICOS
Neste capítulo são apresentados alguns conceitos que ajudam a compreender o processo
de injeção de água e CO2.
2.1 Métodos de Recuperação de Petróleo
Petróleo é uma mistura de compostos, cujos principais constituintes são os
hidrocarbonetos. As propriedades físicas são geralmente usadas para caracterizar o petróleo,
por exemplo: cor, densidade, viscosidade e pressão de ponto bolha. Qualquer hidrocarboneto
líquido no seu estado natural é definido como óleo (ANP, 2000).
O American Petroleum Institute - API adotou a classificação do óleo em quatro
categorias distintas: Óleo leve, mediano, pesado e extrapesado.
Tabela 2-1: Classificação do óleo
Tipo de óleo Densidade (20°C/ 20°C) API
Leve ≤ 0,87 ≥ 31 °
Mediano 0,87 > ρ ≤ 0,92 22° ≤ API < 31°
Pesado 0,92 > ρ ≤ 1,00 10° ≤ API < 22°
Extrapesado > 1,00 <10° Fonte: Do autor
O grau API é o sistema de unidades utilizado pela indústria de petróleo para representar
a densidade do óleo, que é representada pela equação (2-1):
° 𝐀𝐏𝐈 = 𝟏𝟒𝟏.𝟓
𝐝(𝐝𝐞𝐧𝐬𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞)− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓 (Eq. 2-1)
Onde, a densidade de uma substância é a relação entre o peso de um determinado volume
de matéria e o peso de igual volume de água, medidos à temperatura de 20º C.
No momento de descoberta de reservas petrolíferas, as acumulações de petróleo
possuem geralmente uma certa energia – energia primária - capaz de conduzir esses fluidos a
produção. No entanto, a descompressão de fluidos e resistências encontradas pelos mesmos no
caminho aos poços produtores causa o declínio da pressão do sistema. Simultaneamente, a
produtividade dos poços também é reduzida. Após o período inicial da vida produtiva, técnicas
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de elevação artificial são muito utilizadas. Trata-se de um método que trabalha mais o
comportamento isolado de poços produtores, aumentando a vazão do sistema.
Para evitar a redução da produtividade, a energia pode ser suplementada com métodos
de recuperação de petróleo. De acordo com ROSA; CARVALHO; XAVIER (2006) apud
GUEDES JÚNIOR (2016), esses métodos se classificam como métodos convencionais e
métodos especiais de recuperação, como mostrado na Figura 2-1.
Figura 2-1: Diagrama dos métodos de recuperação de petróleo
Fonte: Adaptado de ROSA; CARVALHO; XAVIER (2006) apud GUEDES JÚNIOR (2016)
O objetivo principal da injeção é o aumento da recuperação de petróleo, além de acelerar
a produção, produzindo esse volume adicional com menores volumes de fluidos injetados
possíveis. Evitar a produção do fluido injetado ao máximo é um aspecto relevante no projeto.
Além disso, as relações de pressão e vazões e as variações destas com o tempo são aspectos
fundamentais para ser avaliadas no projeto (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006).
É importante mencionar que essas três etapas de recuperação – primária, secundária e
terciária- não seguem como uma sequência cronológica para todos os tipos de reservatórios.
Por exemplo, quando o óleo é muito viscoso e o reservatório não tem energia natural suficiente
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Laís Medeiros de Lima
para produzir o petróleo com vazões suficientes economicamente. Nesses casos, uma
recuperação secundária ou terciária se torna necessária mesmo no início da vida produtiva do
reservatório.
2.1.1 Eficiência de varrido horizontal (EA)
Em qualquer projeto de injeção, é importante estimar que percentuais de uma área total
foi invadida pelo fluido injetado em diferentes tempos e condições.
Define-se eficiência de varrido horizontal como a relação entre a área invadida pelo
fluido injetado (Ainv) e a área do meio poroso (At), ambas medida em plantas. A equação (2-2)
mostra essa relação.
𝑬𝑨 =𝑨𝒊𝒏𝒗
𝑨𝒕 (Eq. 2-2)
onde Ainv é a área invadida pelo fluido e At é a área total do meio poroso.
2.1.2 Eficiência de deslocamento (ED)
Significa a fração do volume de fluidos existentes no meio poroso que foi deslocado
pelo fluido injetado. Pode ser expressa pela equação (2-3).
𝑬𝑫 =(𝑺𝒐𝒊−𝑺𝒐𝒓)
𝑺𝒐𝒊 (Eq. 2-3)
onde Soi é a saturação de óleo inicial e Sor é a saturação de óleo residual.
2.1.3 Métodos convencionais de recuperação
Geralmente são usados para manter a pressão do reservatório e retirar o óleo contido no
mesmo. Fluidos – água ou gás imiscível- são injetados no reservatório e atuam mecanicamente
no mesmo, a fim de empurrar expelir o máximo de óleo presente nas rochas porosas. Segundo
THOMAS (2004), a injeção de fluidos pode, preferencialmente, ser aplicada antes do declínio
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Laís Medeiros de Lima
total da produção com recuperação primária, ou seja, métodos de recuperação são aplicados
mesmo com poços ainda surgentes.
Na fase inicial de um projeto de injeção, é essencial determinar parâmetros operacionais,
tais como: pressões e vazões de injeção, estimativas de vazões de produção, volumes de fluidos
e, quantidade e distribuição de poços.
Além disso, a determinação do esquema de injeção é um aspecto fundamental para um
projeto de recuperação de petróleo ser eficiente. Esse projeto pode ser feito de acordo com a
estrutura do reservatório e/ou no modo como os poços serão distribuídos.
Injeção periférica, injeção no topo e injeção na base, em que arranjos prefixados não são
definidos para a localização dos poços. Parâmetros como o tipo de reservatório e o fluido de
injeção serão analisados, a fim de respeitar a distribuição natural dos fluidos.
Injeção em malhas, em que os poços de injeção e produção serão distribuídos
uniformemente ao longo do reservatório. Geralmente utilizados em reservatórios com grandes
áreas e pequenas inclinações e espessuras.
2.1.3.1 Injeção de água
A injeção de água é o método mais utilizado no mundo devido a sua disponibilidade,
relativa facilidade para operação, boa eficiência e baixo custo (CRAIG,1993). Poços injetores
empurram a água dentro do reservatório, que movem o óleo para fora dos poros da rocha e em
direção aos poços produtores. Quando a frente de água que estava sendo injetada alcança os
poços produtores, a água produzida aumenta consideravelmente, esse evento é chamado de
“breakthrough”. Alguns poços ainda continuam economicamente viável mesmo com taxas altas
de água produzida. Porém, em um dado momento o custo de remover e injetar água pode
exceder a receita proveniente da produção de óleo, ou seja, a injeção de água não será mais
economicamente viável.
Devido ao efeito da capilaridade e da viscosidade, nem todo o óleo é retirado do
reservatório, permanecendo certa quantidade retida nos poros das rochas, sendo chamada de
saturação residual de óleo. Além disso, devido a razão de mobilidade entre o óleo e a água,
caminhos preferenciais, chamados viscous fingerings, podem ser formados, diminuindo assim
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
a área varrida do reservatório. Então, a heterogeneidade do reservatório e a razão de mobilidade
entre os fluidos são fatores que levam a formação de frentes não uniformes no reservatório.
Portanto, alguns casos a injeção pode ser inadequada, como quando a produção de água é
elevada desde o início da recuperação, causada pelas presenças de caminhos preferencias ou
fraturas. Nesses casos, métodos de recuperação avançada podem ser utilizados desde o início
da produção.
Para um projeto de injeção de água, é necessário estabelecer qual será a fonte de água
que será suficiente para atender a demanda do processo. Segundo COOK et al. (2012), fontes
de água possíveis para injetar nos reservatórios são águas do mar, limpa de superfície ou de
aquífero (não do reservatório em produção). Em seguida, o tipo de tratamento para tornar a
água adequada para injeção deve ser determinado. A Tabela 2-2 indica os principais problemas,
efeitos e soluções previstos sobre o tratamento da água.
Tabela 2-2: Considerações sobre o tratamento de água
Problemas Efeito Possível Solução
Óleo em suspensão Tamponamento de formação Flotação ou filtração
Precipitados
dissolvidos
Tamponamento e formação de crosta Inibidores de
incrustações
Bactérias Perda de injetabilidade (produtos corrosivos) e
acidificação do reservatório
Biocidas e escolha de
materiais resistentes à
acidez
Gás dissolvido Corrosão de instalações e perda de
injetabilidade Desgaseificação
Fonte: Adaptado de Cook, 2012
Portanto, além de retirar o óleo presente na emulsão com a água, é necessário o
tratamento com contaminantes responsáveis por problemas de tamponamento do reservatório
(sólidos em suspensão) e/ou processos corrosivos, como gases dissolvidos, e bactérias indutoras
de corrosão, principalmente as redutoras de sulfato (THOMAS, 2004).
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Laís Medeiros de Lima
2.1.4 Métodos especiais de recuperação
Ao longo do tempo, a prática de manutenção de pressão na injeção de água e/ou gás
que é utilizada no início da vida produtiva do reservatório deixa de ser suficiente para aumentar
a produção de petróleo. Como nem sempre a queda de pressão é o aspecto mais crítico em
relação ao fluxo de fluidos, a simples injeção de fluidos para deslocar e produzir outros deixam
de obter bons resultados. Em razão disso, processos de recuperação de óleo mais complexos
foram desenvolvidos, chamados de métodos especiais de recuperação. Esses métodos agem
diretamente na natureza do fluido do reservatório, buscando alterar propriedades dos fluidos e
a interação fluido-rocha do reservatório. O propósito desse método é de atuar em certos
parâmetros que métodos convencionais geralmente falham e dessa forma, diminuir as
resistências ao fluxo do petróleo no meio poroso. De acordo com LAKE, SCHMIDT e
VENUTO (1992), métodos especiais podem ser distribuídos em químicos, térmicos, miscíveis
e outros (microbiológica, elétricas, etc).
2.1.4.1 Injeção miscível de CO2
Métodos miscíveis consistem na injeção de fluidos deslocantes que seja miscível com o
óleo bruto (fluido deslocado), não havendo, então, a interface entre os fluidos. Portanto, são
processos em que se procura reduzir consideravelmente as tensões interfaciais no reservatório.
A utilização do gás carbônico como método de recuperação tem crescido, atualmente,
devido a sua forte tendência de dissolver-se no óleo, causando inchamento e vaporização do
mesmo. A temperatura do dióxido de carbono é somente 31° C (ROSA; CARVALHO;
XAVIER, 2006), então na maioria dos reservatórios que o CO2 é usado para deslocamento
miscível, este se encontra em estado gasoso. Logo, o CO2 tem a capacidade de reduzir as forças
capilares e interfaciais que impedem a produção do óleo, diminuindo sua saturação residual no
reservatório.
No projeto de injeção de gás carbônico é fundamental o uso de químicos e proteções
anticorrosivas já que o gás carbônico associado à água forma ácido carbônico, composto
químico altamente corrosivo.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
11
Laís Medeiros de Lima
O principal problema da injeção miscível do CO2 é a razão de mobilidades entre os
fluidos desfavorável causada pela baixa viscosidade do gás injetado comparada com a do óleo.
Consequentemente, caminhos preferenciais são formados e propagados ao longo do
deslocamento do fluido, deixando uma considerável parte dos hidrocarbonetos no reservatório.
Uma solução para esse problema é a utilização de espumas que irá dispersar bolhas de gás no
líquido e reduzir a permeabilidade do gás para menos de 1% do valor original (LAKE;
SCHMIDT; VENUTO, 1992). A Figura 2-2 ilustra os efeitos provocados pela diferença de
densidade e viscosidade entre o fluido injetado e o fluido do reservatório.
Figura 2-2: Comportamento das fases e dinâmica do fluxo em injeção miscível (a) performance ideal,
(b) durante a influência da densidade do fluido e (c) influência da viscosidade que produz caminhos preferenciais
do gás no óleo.
Fonte: Adaptado de LAKE, SCHMIDT e VENUTO (1992)
De acordo com ROSA, CARVALHO e XAVIER (2006), o método de injeção de CO2
é aplicável a reservatórios com as seguintes características:
Óleos com grau API acima de 25º (óleos leves);
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✓ Intervalo de pressão entre 1.500 psi e 6.000 psi (limite prático);
✓ Reservatórios presente a uma profundidade onde possa exercer uma pressão acima
necessária para ocorrer o deslocamento miscível sem que haja fraturamento da formação.
Pressão mínima de miscibilidade (PMM)
A pressão mínima de miscibilidade representa à menor pressão que o reservatório em
que será aplicado o método deve ter para que possa ocorrer o deslocamento miscível. A
miscibilidade do dióxido de carbono com o óleo não ocorre em um primeiro contato e sim por
múltiplos contatos para determinadas temperatura, pressão e composição do óleo (SHEDID,
ZEKRI e ALMEHAIDEB, 2006). Durante esse processo, o CO2 vaporiza as frações mais leves
de óleo e irá se condensar na fase do óleo do reservatório. Isso irá resultar em dois fluidos que
serão miscíveis no reservatório, com propriedades favoráveis de baixa viscosidade. Pode-se
visualizar a injeção de CO2 no interior do reservatório na Figura 2-3, onde há o banco de CO2
no poço injetor, o banco de óleo está chegando ao poço produtor e entre estes está presente a
zona de miscibilidade entre os fluidos.
Figura 2-3: Esquema de injeção de CO2
Fonte: DINIZ, 2015, p.32
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Um conhecimento aprofundado das características termodinâmicas das misturas óleo-
gás e o entendimento dos mecanismos físicos e químicos envolvidos devem ser assimilados
para garantir a miscibilidade entre o óleo e o CO2. Então, os seguintes aspectos são importantes:
✓ Pressão – Quanto maior a pressão, maior será a solubilidade do CO2 no óleo;
✓ Temperatura- Temperaturas baixas estimula uma maior miscibilidade entre óleo e o
CO2;
✓ Composição do Gás – Alguns gases tendem a possibilitar uma maior solubilização que
outros;
✓ Composição do Líquido – Óleos já saturados de gases podem dificultar a miscibilidade
entre os fluidos.
A PMM para o CO2 é menor que a PMM para utilização do gás pobre, reduzindo os
custos e ampliando sua aplicação na recuperação de petróleo. Por exemplo, ROSA;
CARVALHO; XAVIER (2006) retrata que a pressão necessária para obter deslocamento
miscível com o CO2 é menor que 1500 psi (105 kgf/cm2) para muitos reservatórios. Enquanto
para injeção de gás seco a pressão requerida é maior ou igual a 3000 psi (420 kgf/cm2).
A fim de determinar a PMM para qualquer dado reservatório, pode-se utilizar a
correlação de Cronquist, que é apresentado pela Figura 2-4. Essa correlação determina PMM
baseada na temperatura do reservatório e peso molecular dos pentanos e componentes mais
pesados do óleo, sem considerar a porcentagem molar do metano. A correlação de Cronquist
está representada pela equação (2-4) (Bank; Riestenberg; Koperna, 2007).
PMM= 15.988*T (0.744206+0.0011038*MW C5+) (Eq. 2-4)
Onde T é temperatura em °F, e MW C5+ é o peso molecular dos pentanos e frações
mais pesadas do óleo presente no reservatório.
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Figura 2-4: Estimativa da pressão mínima de miscibilidade do CO2
Fonte: Adaptado de Bank, Riestenberg e Koperna, 2007
Além de correlações, há formas experimentais de determinar a pressão mínima de
miscibilidade. Bank, Riestenberg e Koperna (2007) demonstra o método de deslocamento em
slim-tube (slim tube displacement), que é amplamente utilizado para a determinação de PMM.
Esse método envolve o deslocamento do óleo com um agente miscível a uma data temperatura
de reservatório através de um tubo de pequeno diâmetro, empacotado com areia ou contas de
vidro. A Figura 2-5 apresenta um estudo de South Slattery field in Wyoming, em que esse
experimento foi utilizado, pode-se observar que o fator de recuperação aumenta quase
linearmente com a pressão de injeção até que atinge a PMM, igual a 2.466 psi nesse estudo, e
então a recuperação se torna bem pequena para altas pressões.
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Figura 2-5: Resultado de um experimento de Slim tube
Fonte: Adaptado de Jiang, Nuryaningsih e Adidharma, 2012.
2.1.4.2 Separação e injeção do CO2
Carbon Capture and Storage (CCS) é a técnica de captura e armazenamento de CO2 em
salinas ou para a utilização de métodos de recuperação terciária em campos maduros. É um
método bastante seguro e eficaz para reduzir a emissão de gases de efeito estufa (Sweatman;
Crookshank; Edman; 2011).
Segundo NAVEIRO (2012), há três alternativas de capturar o CO2 a partir de
termoelétricas ou processos industriais oriunda de gases de combustão:
i. Pós-combustão, que utiliza o CO2 liberado através da combustão, tanto de
matéria orgânica fóssil ou biomassa;
ii. Pré-combustão, em que o combustível primário é processado em reator e duas
correntes de CO2 e H2 são retiradas e posteriormente, o H2 é utilizado como fonte de energia
desse processo;
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iii. Oxigênio-gás, quando o ar é substituído pelo oxigênio no processo de
combustão, gerando como produtos, água e CO2, facilitando a captura deste.
Além disso, há tecnologias de separação e captura de CO2 com o objetivo de isolá-lo de
sua fonte emissora, visando a sua posterior utilização. O volume de gás a ser tratado, as
concentrações de CO2 na entrada e na saída, pressão na corrente de gás e o espaço físico para
instalação são fatores importantes para determinar a tecnologia mais adequada.
A separação do CO2 pode ser efetuada por solventes físicos e químicos, membranas,
adsorventes sólidos ou criogenia. A aplicação dessas tecnologias de separação CO2 nos campos
offshore requer uma boa logística, pois a injeção de CO2 necessita de volumosos compressores
e tanques de armazenamento, que nem sempre há espaço suficiente na plataforma. Uma das
vantagens da tecnologia de membranas é que esse método utiliza uma planta mais compacta.
No ano de 2015, a Petrobras atingiu a marca de 3 milhões de toneladas por dia de CO2
separados do gás natural e reinjetados no pré-sal da Bacia de Santos. A tecnologia para
separação do CO2 utilizada é a de filtração por membranas que ocorre basicamente pela
diferença de propriedades físico-químicas: moléculas como CO2 e CH4 passam pela membrana
com maior facilidade e se concentram na corrente de gás a qual será injetada, enquanto as
demais moléculas ficam na corrente do gás natural tratado. Após cinco anos desse projeto, a
separação de CO2 produzido no pré-sal e sua reinjeção em reservatórios produtores é
plenamente viável em termos técnico, econômico e ambiental (PETROBRAS, 2016a).
A Figura 2-6 mostra a planta para o método de permeação em membranas (esquerda) e
absorção química (direita).
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Figura 2-6: Diferença de área ocupada pelo processo de permeação em membranas e por absorção
química
Fonte: Dortmund e Doshi, 1999
2.1.4.3 Sequestro do CO2
A queima de combustíveis fósseis em plantas de energia está entre as maiores fontes
individuais de emissão de CO2 na atmosfera. Por isso, projetos de injeção de CO2 são
inevitavelmente ligados com tópicos ambientais como o aquecimento global, fenômeno que
está aumentando a temperatura do planeta consideravelmente. Apesar de ainda haver muitas
discussões na comunidade científica sobre a causa desse fenômeno, a comunidade internacional
está procurando assegurar fontes energéticas para o futuro, além de restringir a emissão de CO2
e outros gases do efeito estufa. Logo, cientistas buscam alternativas, como o sequestro do CO2,
para controlar o aquecimento global.
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Através de uma tecnologia inédita para reduzir a emissão de gases de efeito estufa,
espera-se conseguir pelo menos 90% do CO2 emitido quando for aplicada em unidades
industriais. Essa tecnologia está sendo testada através de um protótipo de unidade de
craqueamento catalítico fluido (FCC) – processo que transforma óleos pesados em derivados
de petróleo mais leves – e com tecnologia de oxi-combustão (substituição do ar que é utilizado
na queima de combustíveis por oxigênio puro). Além disso, há a possibilidade de gerar uma
corrente de CO2 com pureza mínima de 95%, pronta para a utilização em poços para
recuperação de petróleo, sequestro geológico ou para venda para indústrias compradoras de
CO2 (PETROBRAS, 2016b).
Em Gorgon, na plataforma rochosa do noroeste da Austrália e no campo Sleipner na
Noruega, onde há novos projetos de gás em alta escala, têm-se aplicado esquemas de sequestro
de CO2 (ou injeção subterrânea): dióxido de carbono separado de outros componentes é injetado
no reservatório. Consequentemente, há o incremento na recuperação de petróleo e ocorre a
captura final de CO2 na estrutura rochosa. Com a finalidade de acompanhar a integridade do
armazenamento, levantamentos sísmicos e medições de pressão são utilizados (COOK et al.,
2012).
2.2 Pré-sal brasileiro
A descoberta do grande conjunto de rochas carbonáticas localizadas em águas
ultraprofundas de grande parte do litoral brasileiro com potencial de acúmulo de petróleo está
abrindo novas fronteiras para exploração e produção. Essas rochas contêm grandes volumes de
óleo com densidade em torno de 28º API, alta quantidade de CO2 dissolvido, grande volume de
gás natural e baixos teores de acidez e contaminantes, como enxofre. Já que essas rochas foram
depositadas antes da camada de sal, o termo “pré” foi aderido. A profundidade total dessas
rochas – distância entre a superfície do mar e os reservatórios- pode chegar até 7 mil metros,
além disso, a camada de sal e lâmina d’água presentes nessa região podem atingir 2.000 m,
como ilustrado na Figura 2-7.
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Figura 2-7: Profundidade típica de um poço no pré-sal
Fonte: Wikigeo, 2012
Em geral, desafios se tornam mais significantes quando os reservatórios se encontram
em altas profundidades. Quando essas reservas se encontram na zona do pré-sal brasileiro, há
ainda mais desafios. A localização das reservas a 100 e 300 km da costa é uma das dificuldades,
em que uma boa logística para transportar pessoas, suprimentos e equipamentos se torna
indispensável. As camadas salinas são despostas em altas profundidades, em que altas
temperaturas e pressões fazem o sal apresentar consistência semelhante a um material plástico
e assim impedir a continuidade da perfuração e obstruir poços já abertos (ZANELLAS, 2008).
De acordo com GLANCE (2010), apud MORAIS, os desenvolvimentos e desafios tecnológicos
do Pré-sal são muitos, como ilustrado na Figura 2-8, tais como: plataforma flutuante para gás e
seu transporte, caracterização das rochas dos reservatórios, separação do CO2 e tecnologias de
captura, garantia de escoamento de gás e óleo, novos materiais para revestimento de poços,
entre outros.
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Figura 2-8: Diagrama dos desenvolvimentos e desafios do pré-sal
Fonte: Morais (2010)
Devido ao alto capital investido, maiores avaliações e aquisições de dados são
necessários para reduzir incertezas e reduzir riscos associados antes de aprovar o projeto. É
essencial associar o desenvolvimento de estratégias com flexibilidades à projetos de EOR em
campos, a fim de considerar diferentes senários de operação. Em maio de 2009 foi instalado na
área de Lula (ex- Tupi), a FPSO BW Cidade de São Vicente, em que foi realizado um Teste de
Longa Duração (TLD). A produção média foi de 15000 barris por dia por um poço com
limitações operacionais. No final de 2010, a ANP consentiu a declaração de comercialidade do
bloco BM-S-11 (PIZARRO E BRANCO, 2012).
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CAPÍTULO III
Materiais e Métodos
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3. MATERIAS E MÉTODOS
Esse tópico aborda os materiais e os métodos utilizados na realização desse trabalho,
tais como as ferramentas computacionais, modelagem do fluido e do reservatório e amostragem
dos parâmetros analisados. As informações do reservatório estudado se baseiam em um modelo
com características do pré-sal brasileiro.
3.1 Ferramentas Computacionais
Diversos módulos do simulador computacional da CMG (Computer Modelling Group
Ltd.), versão 2013.10 foram usados para a realização desse estudo: WinProp, Builder, GEM,
Results Graph and Results 3D.
Builder
Essa ferramenta permite ao usuário definir entradas de dados, como a criação do
reservatório e de poços produtores e injetores, importação ou a criação de modelos de fluidos,
parâmetros operacionais, condições inicias, entre outros (COMPUTER MODELLING GROUP
LTD, 2013a).
WinProp
O modelo de fluido foi implementado pelo WinProp, que é uma ferramenta que modela
o comportamento de fases e as propriedades dos fluidos dos reservatórios. Esse módulo usa
equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico com o objetivo de
(COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013e):
Caracterização do fluido;
Agrupamento (“Lumping”) dos componentes;
Ajuste de dados de laboratório através da regressão;
Simulação de processos de contato múltiplo;
Construção do diagrama de fases;
Simulação de experimentos de laboratório (liberação diferencial, teste de separador
óleo-gás, entre outros)
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GEM
Ferramenta computacional utilizada para a simulação de modelos composicionais e
reservatórios inconvencionais. GEM (“Generalized Equation-of-State Model Compositional
Reservoir Simulator”) é um simulador essencial para engenharia com o propósito de avaliar o
impacto das interações no comportamento de fases sobre os mecanismos dos métodos de
recuperação, modelando reservatórios complexos. Dessa forma, a física e química do que está
ocorrendo no reservatório são reproduzidas para ajudar na otimização do campo e recuperação
global. Além disso, suas principais características são que é um simulador baseado na equação
de estado para modelar fluidos multicomponentes; modela processos miscíveis e imiscíveis,
tais como injeção de CO2 e hidrocarbonetos; e modela qualquer tipo de reservatório (gás
condensado ou óleo volátil), em que a composição do fluido e suas interações são cruciais para
entender o processo de recuperação (COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013b).
Essas características do GEM permitem uma boa precisão para modelar e simular a injeção
de água e CO2 para o presente estudo.
Results Graph and Results 3D
Ferramentas utilizadas para a etapa de pós-processamento, na qual figuras e gráficos foram
gerados a partir de simulações realizadas pelo GEM. Dessa forma, pode-se analisar os fluidos
produzidos, pressão média, temperatura média, entre outros em gráficos 2D e através de
gráficos 2D/3D (saturação de óleo, análises do comportamento de temperatura, entre outros)
(COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2013c; COMPUTER MODELLING GROUP
LTD, 2013d).
3.2 Modelagem do fluido
Como já mencionado, o WinProp foi a ferramenta utilizada para modelar o fluido que
possui características semelhantes a de reservatórios do pré-sal. Além de temperatura e pressão,
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as composições das diversas fases presentes no meio poroso são consideradas no tratamento
matemático.
3.2.1 Composição
A Tabela 3-1 apresenta as frações molares de todos os componentes do fluido utilizado.
Pode-se considerar que este é um modelo de óleo leve, com um teor de CO2 um pouco acima
de 8%.
Tabela 3-1: Composição do óleo analisado
Componente Fração Molar
CO2 0,0824
N2 0,0037
C1 0,5129
C2 0,0707
C3 0,0487
iC4 0,0090
nC4 0,0179
iC5 0,0059
nC5 0,0086
C6 0,0113
C7 0,0164
C8 0,0210
C9 0,0169
C10 0,0155
C11 0,0126
C12 0,0115
C13 0,0119
C14 0,0098
C15 0,0096
C16 0,0075
C17 0,0068
C18 0,0069
C19 0,0063
C20+ 0,0762
Fonte: Moortgat et al. (2010)
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A fim de reduzir o tempo computacional utilizado, os componentes foram agrupados
em oito pseudocomponentes como pode-se visualizar na Tabela 3-2.
Tabela 3-2: Pseudocomponentes
Componente Fração Molar
CO2 0,0824
N2 - C1 0,5166
C2 - C3 0,1194
iC4 - nC5 0,0414
C6 - C9 0,0656
C10 - C19 0,0984
C20+ 0,0762 Fonte : Moortgat et al. (2010)
Características do C20+:
Densidade do gás: 0,7010
Massa molecular C20+: 536
Massa específica (g/cm3) C20+: 0,921
3.2.2 Viscosidade de fluido
Na Figura 3-1 observa-se a variação do ajuste da viscosidade do óleo e da viscosidade
experimental com a pressão. Como é mostrado na figura, quando a pressão decresce até a
pressão de saturação, igual a aproximadamente 5.598 psia, a viscosidade do fluido decresce
suavemente. Isso ocorre devido aos gases dissolvidos presentes no óleo in place. Considerando
que a pressão do reservatório continua diminuindo até atingir a pressão atmosférica, os gases
dissolvidos são liberados, causando o aumento da viscosidade do óleo. Pode-se verificar
também que o óleo tem baixa viscosidade, menor que 2 cP para pressões acima de 2.500 psia.
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Figura 3-1: Ajuste de viscosidade
Fonte: Do autor
3.2.3 Diagrama de fluidos
A Figura 3-2 mostra o envelope de fases dos fluidos pseudocomponentes e
composicional. Como pode-se observar os envelopes de fases estão relativamente similares,
principalmente na região que o reservatório se encontra, que a temperatura inicial está em torno
de 93,9 °C (201 °F) e uma pressão máxima de, aproximadamente, 8.000 psia. Dessa forma, o
agrupamento realizado foi eficiente.
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Figura 3-2: Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo
Fonte: Do autor
3.2.4 Curvas de permeabilidade relativa
A Figura 3-3 representa a curva de permeabilidade relativa em relação à saturação de
água e óleo. Como ilustrado na Figura 3-3, a saturação de água conata (Swc) é igual a 0.29 e
saturação de óleo inicial (Soi) igual a 0.7 para esse modelo estudado.
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
Temperatura (°F)
Pre
ssão
(p
sia)
Diagrama de Fases do Fluido PT
Pseudocomponentes Composicional Ponto Crítico 1 Ponto Crítico 2
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Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativas do sistema água – óleo
Fonte: Do autor
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A Figura 3-4 mostra a curva de permeabilidade relativa em relação à saturação de
líquido e gás desse sistema.
Figura 3-4:Curvas de permeabilidades relativa do sistema líquido-gás
Fonte: Do autor
3.3 Modelagem do reservatório
3.3.1 Modelo físico do reservatório
Para o projeto estudado, o modelo físico tem uma área de aproximadamente 1.200 m x
1.000 m no plano horizontal com 126 m de espessura, sendo 95 m de zona de óleo e 31 m de
zona de água, considerando o topo de reservatório como referência. A Figura 3-5 é a
representação 3D do reservatório modelado.
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Figura 3-5: Visão 3D do reservatório
Fonte: Do autor
A construção do reservatório baseou-se em um modelo tridimensional com malha
cartesiana (direções i, j e k). Na Tabela 3-3, as características dimensionais desse reservatório
são relatadas.
Tabela 3-3: Características dimensionais do reservatório
Número total de blocos 9900
Número de blocos na direção i 33
Número de blocos na direção j 30
Número de blocos na direção k 10
Tamanho dos blocos em i (m) 36,36
Tamanho dos blocos em j (m) 33,33
Tamanho dos blocos em k (m) 9 de 14; 1 de 30
Fonte: Do autor
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Essa disposição foi adequada para as curvas de nível do reservatório, como indicado na
Figura 3-6.
Figura 3-6: Vista Superior do reservatório com curvas de nível
Fonte: Do autor
As principais características e propriedades de reservatório adotadas na construção
desse modelo são semelhantes aos encontrados em reservatórios do pré-sal. Esses parâmetros
podem ser visualizados na Tabela 3-4.
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Tabela 3-4: Características e propriedades do modelo base
Características e propriedades Valor
Dimensões do reservatório (m²) 1200 x 1000
Profundidade do topo do reservatório (m) 5315
Contato óleo-água (m) 5410
Espessura da última camada (m) 30
Pressão de referência (psi/kPa) 8904 / 61.391 @ 5311 m
Temperatura inicial do reservatório (°F/°C) 201 / 93,9
Porosidade @ 8900 psi / 61363,34 kPa 0,11
Permeabilidade horizontal (mD) 375
Permeabilidade vertical (mD) 37,5
Compressibilidade da formação (1/psi)
@ 4851 psi / 33446,47 kPa 9x10-8
Pressão de saturação (psi/kPa) 5.598,75 / 38.602
Fonte: Do autor
3.3.2 Características operacionais do modelo base
Depois de criado o modelo de fluido e o modelo com características físicas do
reservatório, a próxima etapa é definir as condições operacionais do modelo base. Os principais
parâmetros utilizados nas simulações utilizadas são mostrados na Tabela 3-5.
Tabela 3-5: Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas
Condições Operacionais Valor
Vazão máxima de líquidos no poço produtor (m3 STD/dia) 3500
Pressão mínima nos poços produtores (psi / kPa) 6164 /42500
Distância entre poços injetores e produtor (m) 363,63
Camada completada para poços injetores em todas as configurações (direção - k) 9
Camada completada para poços produtores em todas as configurações (direção - k) 10
Pressão máxima nos poços injetores (psi/ kPa) 113457,65 / 78226.31
Fonte: Do autor
A fim de evitar altas produções de gás, a pressão mínima nos poços produtores foi
definida acima da pressão de saturação, que é igual a aproximadamente 38.602 kPa. Portanto,
foi utilizada a pressão mínima de fundo nos poços produtores igual a 42.500 kPa. Em relação a
vazão máxima de líquido no poço produtor, a vazão de 3500 m³ STD/d foi utilizada, equivalente
a aproximadamente 22.000 bbl/d. Esse valor é utilizado na prática, pois segundo GAIER (2015)
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um poço no pré-sal pode produzir de 20 a 30 mil barris por dia. A PETROBRAS (2016c)
também aponta que poços no pré-sal da Bacia de Santos produz em torno de 25 mil bpd. Sabe-
se ainda que as plataformas P51, P55 e P58 têm capacidade máxima de 180.000 bbl por dia,
fixando-se assim outro limite de produção (ANP, 2014; PETROBRAS, 2014).
Já em relação a pressão máxima dos poços injetores, o valor não deve ultrapassar a
pressão de fratura da formação, podendo causar sérios problemas se esse limite não for
respeitado, podendo ocorrer até blowouts, que é o fluxo descontrolado de fluidos da formação
para superfície. Por isso, a estimativa do gradiente de fratura é considerada uma das etapas mais
importantes durante a elaboração de um projeto de poço de petróleo. Considerando o gradiente
de fratura proposto por BAUTISTA (2010) igual a 0,7 psi/ft, a pressão máxima foi igual a
12.500 psi, equivalente a 86.184,46 kPa. Para se manter uma margem de segurança, a pressão
máxima de injeção foi fixada como 78.226,31 kPa.
Foram analisadas diferentes configurações de poços, tais como malha direta, five spot,
seven spot, nine spot e 4 poços injetores verticais com 1 poço produtor horizontal, como mostra
a Tabela 3-6. O intervalo canhoneado do reservatório para poços injetores foi realizado nas 10
camadas do reservatório, enquanto para produtores, apenas nas 9 primeiras camadas, com
exceção da configuração 5 que o poço horizontal está na segunda camada do reservatório. As
simulações foram realizadas para um tempo de projeto de 40 anos.
Tabela 3-6: Configurações de poços utilizadas nas simulações
Configuração 1 Malha direta
Configuração 2 Five Spot normal
Configuração 3 Seven Spot normal
Configuração 4 Nine Spot normal
Configuração 5 4 poços verticais injetores e 1 poço produtor horizontal
Fonte: Do autor
A Figura 3-7 mostra as vistas superiores no plano x-y e plano x-y-z, no caso da
configuração 5, para uma melhor visualização da disposição dos poços.
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Laís Medeiros de Lima
Figura 3-7: Vista superior das configurações utilizadas a) Configuração 1: Linha Direta; b)
Configuração 2: Five Spot Normal; c) Configuração 3: Seven Spot Normal; d) Configuração 4: Nine Spot
Normal; e) Configuração 5: 4 poços verticais injetores e 1 poço horizontal produtor.
Fonte: Do autor
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Laís Medeiros de Lima
A Tabela 3-7 mostra as vazões utilizadas para as diferentes configurações utilizadas, tanto
para injeção contínua de água quanto de CO2.
Tabela 3-7: Diferenças configurações de malhas utilizadas na simulação
Configurações Vazão de injeção de água
por malha (m3 STD/d) Vazão de injeção de CO2 por
malha (x103 m3 STD/d)
Configuração 1
0, 150, 250, 350, 450, 550, 650
0, 200, 400, 600, 800, 1.000
e 2.000
Configuração 2
Configuração 3
Configuração 4
Configuração 5
Fonte: Do autor
3.3.3 Metodologia para realização do trabalho
A seguinte sequência de procedimentos foi utilizada para o desenvolvimento deste
trabalho:
a) Realização de um estudo bibliográfico sobre o tema;
b) Montagem do modelo de fluidos no módulo Winprop da CMG;
c) Montagem do modelo de reservatório no módulo Builder da CMG;
d) Combinação dos modelos de fluido e reservatório;
e) Refinamentos e escolha do modelo base;
f) Estudo de diferentes vazões de injeção de água, utilizando diferentes configurações;
Escolha da melhor configuração;
g) Estudo de diferentes vazões de injeção de CO2, utilizando diferentes configurações;
Escolha da melhor configuração;
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Laís Medeiros de Lima
h) Comparação do uso de CO2 com a água, utilizando a malha five-spot;
i) Estudo do tempo de injeção para o uso de CO2, utilizando a malha five spot;
j) Análise dos resultados;
k) Conclusões e recomendações.
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CAPÍTULO IV
Resultados e Discussões
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Laís Medeiros de Lima
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Esta seção apresenta os resultados das simulações realizadas, bem como análises e
discussões sobre diferentes modelos de injeção de água e CO2. Analisou-se aspectos
operacionais, a fim de produzir maiores volumes de óleo.
Antes de analisar a injeção de água seguida pela de CO2, um estudo das injeções de
ambos os fluidos isoladamente foi procedido nas etapas a seguir.
4.1 Análise da influência de vazões de injeção de água e CO2 utilizando diferentes
configurações
Nesta etapa, a fim de definir a melhor configuração para o uso de CO2 e de água, foram
realizadas análises como a de fator de recuperação de óleo.
4.1.1 Injeção de água
Esse tópico abordou uma análise isolada de injeção de água no reservatório, e foi
observado como ocorreu a produtividade. A Tabela 4-1 e Figura 4-1 mostram os fatores de
recuperação de óleo com o tempo em anos. Para observar o possível ganho do processo de
injeção de água com a relação primária, foram testados 6 valores distintos de injeção total no
campo, nas condições standard, entre 0 m³std/d e 650 m³std/d, utilizando a malha five-spot.
Tabela 4-1: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido após 40 anos de produção
Configuração 2 – Vazão de Injeção contínua de água (m³ std/d)
FR (%) para 40anos Np (m³) para 40 anos
Recuperação primária 2,58 106 065
150 36,26 1,49 x 10 6
250 50,16 2,06 x 10 6
350 55,42 2,28 x 10 6
450 56,30 2,31 x 10 6
550 56,51 2,32 x 10 6
650 56,65 2,33 x 10 6
Fonte: Do autor
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Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de água
Fonte: Do autor
Com base na Figura 4-1, pode-se concluir que a vazão de 450 m³std/d, 550 m³std/d e
650 m³std/d apresentam os maiores FR, aproximadamente igual a 56%. No entanto, após 25
anos de produção não há mais variação do FR. Essas vazões não apresentam grande variação
quanto ao volume acumulado produzido (Np), aumentando 10.000 m³ até aproximadamente o
ano de 2025, ou seja, para produzir 10.000 m³ de volume adicional de óleo, precisou-se injetar
uma vazão adicional de 100 m³std/d de água por 15 anos. É necessário, então, analisar
economicamente se esse volume extra de óleo compensa os custos relacionados com o aumento
de vazão de injeção.
Já para vazões menores, entre 150 m³std/d a 350 m³std/d, o valor de FR continua
ascendente, necessitando de um maior tempo de produção para atingir o pico de produção. Por
outro lado, quando consideramos as vazões de injeção altas, como 550 e 650 m³std/d, após os
25 anos de produção, as curvas de FR praticamente se estabilizaram, gerando um pequeno
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
acréscimo do FR após esse tempo. Portanto, uma análise econômica é essencial para avaliar se
é necessário, após os 25 anos de produção iniciais, a utilização de um método de recuperação
avançada, a fim de reduzir os efeitos das forças capilares e viscosas que podem estar impedindo
o fluxo de óleo no meio poroso ao produtor.
A fim de analisar a melhor configuração de poços, utilizou-se a vazão de injeção
máxima e igual a 650 m³std/d. A Figura 4-2 mostra os fatores de recuperação de óleo para as 5
configurações definidas nesse projeto, em relação ao tempo em anos.
Figura 4-2: Fator de recuperação para diferentes configurações
Fonte: Do autor
Pode-se verificar que o FR das configurações simuladas são semelhantes no fim dos 40
anos de projeto, em torno de 56%. Considerando os 10 anos iniciais de produção, a configuração
4 mostrou uma antecipação da produção com relação as outras configurações. Porém, a
configuração 4, que representa uma malha de nine-spot, requer um custo maior para a
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perfuração de poços quando comparada com a configuração 2, representa uma malha de five-
spot. Após o ano de 2020, as duas configurações conseguem alcançar o valor máximo de FR
utilizando a injeção de água. Portanto, apesar da configuração 4 acelerar a produção desse
reservatório, a configuração 2 pode ser considerada a melhor escolha para esse reservatório
devido ao menor custo de perfuração. Isso porque a perfuração de poços offshore representa
um custo muito elevado em projetos de injeção para reservatórios do pré-sal. Portanto, a malha
five-spot será utilizada para avaliar outros parâmetros.
A Figura 4-3 mostra a saturação de água para duas diferentes vazões de injeção de água,
150 m³ std/d e 650 m³ std/d, após diferentes tempos de produção.
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Figura 4-3: Comparativo de saturação de água utilizando vazões mínima (esquerda)
e máxima (direita) depois de 8, 15 e 40 anos de produção.
Fonte: Do autor
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
A redução brusca da taxa de crescimento do FR após 15 anos de produção para vazões
altas de injeção de água pode ser explicada pela chegada da frente de água aos poços produtores.
Como é ilustrado na Figura 4-3, para a vazão de injeção de água igual a 650 m³std/d, a saturação
de água no ano de 2008 começa a aumentar consideravelmente, mostrando a chegada da frente
de água no produtor. Ainda que ocorreu uma considerável produção de óleo até o 2015, a taxa
de crescimento do FR foi reduzida, como foi mostrado pela Figura 4-1. Por outro lado,
utilizando-se a vazão de injeção de 150 m³std/d, mesmo depois dos 40 anos de produção, a área
próxima ao poço produtor ainda não apresentou uma saturação de água muito elevada,
principalmente no topo do reservatório. Em razão disso, o ritmo de produção para essa vazão
não foi alterado consideravelmente ao longo dos 40 anos de produção.
Pode-se observar também o efeito da segregação gravitacional mostrados pelos mapas
de saturação, pois quando a água é injetada, o óleo vai sendo empurrado para o poço produtor
e se acumula no topo da formação. Isso é causado pois a água tem massa específica maior e
tende a se acumular abaixo da camada de óleo.
4.1.2 Injeção de CO2
Esse tópico abordou uma análise isolada de CO2 no reservatório, e foi observado como
ocorreu a produtividade dos poços produtores. A Tabela 4-2 e Figura 4-4 mostram os fatores
de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2 em relação ao tempo, em anos,
utilizando a malha five-spot nas condições standard entre 0 m³std/d e 2,0 MMm³std/d.
Tabela 4-2: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido
Configuração 2 – Vazão de injeção contínua de CO2 (m³std/d)
FR (%) Np (m³)
Recuperação primária 2,58 106 065
200.000 38,14 1,57 x 106
400.000 42,62 1,75 x 106
600.000 44,98 1,85 x 106
800.000 46,68 1,92 x 106
1.000.000 47,80 1,97 x 106
2.000.000 50,70 2,09 x 106
Fonte: Do autor
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Figura 4-4: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de CO2
Fonte: Do autor
A análise da injeção do CO2 foi realizada da mesma forma como foi procedida para o
caso da injeção de água. Inicialmente, foi feita uma abordagem de estudo para diferentes vazões
de injeção de CO2 no reservatório. Em seguida, foi realizado um comparativo das configurações
simuladas.
Pode-se observar que o aumento da vazão injetada de CO2 influenciou
proporcionalmente o fator de recuperação, ou seja, quanto maior a vazão de fluido injetado,
maior foi a produção, o que já é esperado devido a diminuição da viscosidade dos
hidrocarbonetos causadas pela miscibilidade com o CO2. Com base na Figura 4-4, a taxa de
crescimento do FR é elevada no início da injeção, mas após poucos anos de produção, essa taxa
é consideravelmente reduzida para maioria das vazões estabelecidas. A partir do 10° ano de
produção, o volume de óleo produzido não aumentou significativamente, e esse fato é notado
com uma maior intensidade para as maiores vazões de injeção. Apesar da curva de FR ainda
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estar ascendente após os 10 anos de produção, o ritmo de produção foi bem reduzido. Portanto,
a utilização de CO2 teve um efeito maior nos dez primeiros anos de produção. A principal causa
para a diminuição repentina da taxa de crescimento do FR pode ser a criação de caminhos
preferenciais para o CO2 no reservatório, o que causa uma rápida produção do fluido injetado e
uma baixa eficiência de varrido do reservatório.
Verifica-se também que com vazões de injeção de gás acima de 1 MMm³std/d não se
obtém um relevante acréscimo do fator de recuperação, pois mesmo após dobrar a vazão de
injeção para 2MM m³std/d não houve um volume considerável de óleo adicional produzido.
Além disso, para injeção de grandes vazões de CO2, devem ser analisados diversos fatores, tais
como disponibilidade de CO2, além de custos com recuperação, tratamento e compressão desse
gás, que são bastante elevados. Para esse projeto iremos definir 1 MMm³std/d como a melhor
vazão de injeção, porém uma análise econômica precisa ser realizada para avaliar qual valor de
vazão de injeção apresenta a melhor receita.
Após 40 anos de produção, através da injeção de 1 MMm³std/d de CO2 ocorreu um
incremento no volume de óleo produzido de 1.86 milhão de metro cúbico em relação à
recuperação primária. Concluindo-se então que a injeção de CO2 apresentou um bom resultado
quanto a produção do petróleo.
A Figura 4-5 mostra o fator de recuperação de óleo para diferentes tempos em anos,
utilizando as cinco configurações estabelecidas. Estabelecendo a vazão de injeção de 1
MMm³std/d como fixa, a configuração 1 apresentou o melhor fator de recuperação, acelerando
a produção de petróleo desde o início da implementação do método e apresentando um FR final
de 55%. Porém, como discutido na etapa anterior, o número de poços perfurados é um aspecto
relevante para o projeto de injeção devido ao alto custo de perfuração, podendo definir se um
projeto é viável ou não economicamente.
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Laís Medeiros de Lima
Figura 4-5: Fator de recuperação de óleo para diferentes configurações
Fonte: Do autor
A Figura 4-6 mostra as vazões de gás produzida com a vazão de injeção de CO2 de até
1 MM m³std/d.
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Laís Medeiros de Lima
Figura 4-6: Vazão de gás com injeção de CO2
Fonte: Do autor
Nota-se que o aumento da vazão de injeção de CO2 implicou no aumento da vazão de
gás produzida. Logo no primeiro ano de produção, a vazão de gás começa a crescer
notavelmente, e após o ano de 2010, essa vazão alcançou valores bem altos, próximos a vazão
de CO2 injetada. Portanto, o banco de gás atingiu rapidamente o poço produtor nesse processo.
A produção de gás fica ainda mais evidente após o ano de 2025, resultando em uma baixa
produção de óleo, como pode ser visto na Figura 4-4, em que as curvas de fator de recuperação
se mostram estabilizadas.
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4.2 Comparação do uso de CO2 e água com a malha five-spot
Foi realizado um comparativo entre injeção de água e CO2, de modo a definir qual dos
modelos de injeção é o melhor do ponto de vista produtivo. A malha five-spot foi a configuração
selecionada para a análise, pois apresentou um bom fator de recuperação e implica em um custo
de perfuração menor em comparação com as outras configurações. A Figura 4-7 foi plotada
para analisar o fator de recuperação em relação ao tempo, sendo a vazão de injeção igual a 1
MMm³std/d para CO2 e 650 m³std/d para água.
Figura 4-7: Fator de recuperação de água e CO2
Fonte: Do autor
Como é ilustrado na Figura 4-7, até 10 anos de produção iniciais, o fator de recuperação
é maior quando a injeção de CO2. Para um tempo de produção menor que 10 anos, a injeção de
CO2 apresenta uma melhor performance devido ao maior volume de óleo produzido. Porém,
após esse tempo, a taxa de crescimento do FR para água permanece crescendo até o ano de
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
2020, tornando-se maior que o FR de CO2. Sendo assim, para um tempo de produção superior
a 10 anos, a injeção de água conseguiu retirar uma quantidade maior de óleo do reservatório.
Ao final dos 40 anos de produção, a diferença do FR foi em 8,8% entre esses dois métodos.
Uma avaliação econômica é necessária para avaliar quais dos dois métodos gera uma maior
receita.
A Figura 4-8 mostra a vazão de água produzida quando a água é injetada e a vazão de
gás produzido quando o CO2 é injetado. Nota-se que o banco de gás chega antes no poço
produtor, em meados do primeiro ano, enquanto o banco de água chega no ano de 2007. Além
disso, a vazão de água produzida cresce mais lentamente que a vazão de gás produzida,
permitindo uma maior produção de óleo. Portanto, devido a alta mobilidade do gás, esse
processo atingiu um menor fator de recuperação que a utilização da água.
Figura 4-8: Comparação dos fluidos produzidos na injeção de CO2 e água
Fonte: Do autor
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
Para observar o comportamento da pressão do reservatório durante a injeção de CO2 e
água, foi plotado o gráfico da pressão média do reservatório (Figura 4-9). Pode-se perceber que,
assim que a produção foi iniciada, a pressão média do reservatório cai bruscamente para pressão
próxima ao do poço produtor que foi definida como 42.500 kPa. Além disso, através da injeção
desses fluidos não foi possível reestabelecer a pressão do reservatório até seu valor original de
61.400 kPa. A pressão média do reservatório permaneceu ligeiramente maior para injeção de
CO2 antes do ano de 2010 e após isso, caiu um pouco em relação a injeção de água. Isso ocorre
também com as curvas de FR na Figura 4-7, em que o valor do FR para CO2 e água se
comportam de forma semelhante, em que se cruzam após 10 anos de produção.
Figura 4-9: Pressão média do reservatório para injeção de água e CO2 em função do tempo em anos
Fonte: Do autor
Pode-se comparar a evolução de saturação de óleo através da Figura 4-10, depois de 1,
2 e 7 anos de produção, tanto para injeção de água quanto de CO2. Nota-se que logo no primeiro
ano, a injeção de CO2 mostra uma área varrida maior do que utilizando a injeção de água. Porém
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CCEP/UFRN 2016.2
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Laís Medeiros de Lima
devido a essa alta mobilidade do CO2 nesse reservatório, esse gás já alcança os poços produtores
em apenas 2 anos de produção. Como a água começa a ser produzida após o ano de 2007, isso
permitiu uma eficiência de varrido final superior, movendo uma maior quantidade do óleo
presente no reservatório, um volume adicional igual a 360.000 m³. Como já é esperado devido
à natureza dos dois fluidos, a injeção de CO2 apresentou miscibilidade com os fluidos dos
reservatório, enquanto a injeção de água atuou mecanicamente, expulsando-os do reservatório.
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Laís Medeiros de Lima
Figura 4-10: Comparativo das saturações de óleo do reservatório quando injetado água (direita) e CO2
(esquerda) depois de 1, 2 e 7 anos de produção.
Fonte: Do autor
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Laís Medeiros de Lima
4.3 Análise de tempos diferentes com injeção de água e CO2
Como nas etapas anteriores, a injeção de CO2 e água foram analisadas isoladamente
durante os 40 anos de projeto. Nesta etapa, a injeção de CO2 foi utilizada após a injeção de
água, que ocorreu no mínimo por 10 anos (Tabela 4-3). Com a finalidade de otimizar a produção
de petróleo, foi analisado a injeção de CO2 em diferentes anos, como ilustra a Figura 4-11.
A partir dos resultados obtidos em etapas anteriores, quando cada fluido foi injetado
isoladamente no reservatório, foram selecionadas vazões de 650 m³std/d para água e 1 MM
m³std/d para gás. Inicialmente, a água é injetada e o FR cresce quase linearmente com o tempo,
em seguida, assim que o CO2 é injetado, a taxa de crescimento do FR aumenta
consideravelmente, estabilizando-se ao longo do tempo. Pode-se observar que se obteve um
aumento do FR considerável de aproximadamente 7,95% através da injeção de CO2 no ano de
2016 ou 2020, quando comparado apenas a injeção de água. Como pode ser visto na Tabela
4-3, apesar que com a injeção de água, a maioria do óleo móvel foi produzido, a injeção de CO2
retirou um volume de óleo remanescente igual a 390.000 m³. É necessário então realizar uma
análise econômica para que avalie os custos e receitas trazidos com a injeção de CO2.
Tabela 4-3: Fator de recuperação e volume acumulado de óleo produzido
após 40 anos de produção
Tempos de injeção de água e CO2 (ano)
FR (%) p/ 40 anos Np (m³) p/ 40 anos
40 anos água 56,65 2,33 x 10 6
10 anos água -30 anos CO2 63,55 2,61 x 10 6
16 anos água – 24 anos CO2 66,10 2,72 x 10 6
20 anos água – 20 anos CO2 66,10 2,72 x 10 6
30 anos água – 10 anos CO2 64,60 2,66 x 10 6
Fonte: Do autor
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Figura 4-11: Fator de recuperação para diferentes tempos de injeção de água e CO2
Fonte: Do autor
Assim como nas etapas anteriores, as curvas de FR foram se estabilizando ao decorrer
da produção. Considerando injetar CO2 em 2010, por exemplo, após o ano de 2025 o ritmo de
produção de óleo diminui notavelmente, aumentando o FR em apenas 2%, equivalente a
aproximadamente um volume de óleo adicional de 100.000 m³, ao longo de 15 anos de
produção.
A fim de avaliar a influência da injeção de CO2 na pressão média do reservatório, o
gráfico da pressão versus o tempo foi plotado para os diferentes tempos de injeção (Figura
4-12).
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Figura 4-12: Análise Comparativa da pressão entre a injeção contínua de água e CO2 e a pressão
quando apenas água é injetada
Fonte: Do autor
Pode-se concluir que com injeção de CO2 após a injeção da água resultou em um
incremento da pressão do reservatório de quase 10.000 kPa quando comparado a apenas a
injeção de água. Apesar da pressão cair novamente, provavelmente devido à alta
compressibilidade do gás, essa alteração de pressão teve como consequência uma maior
recuperação de petróleo do reservatório, como já mostrado pela Figura 4-11.
Outro aspecto importante é verificar o volume de água produzida, pois afeta diretamente
nos aspectos técnicos e financeiros dos projetos de injeção em campos petrolíferos. A fim de
comparar o volume de produção de água, a Figura 4-13 foi plotada, mostrando volume
acumulado de água produzida para os 5 diferentes tempos de injeção apresentados nesse tópico.
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Laís Medeiros de Lima
Figura 4-13: Comparativo do volume de água produzida para os 5 modelos de injeção
Fonte: Do autor
Percebe-se que o volume de água produzida foi consideravelmente maior quando apenas
a água foi injetada no reservatório. O menor volume de água produzida ocorreu quando a
injeção de CO2 ocorreu no ano de 2010, menor que 1 milhão de metro cúbico após os 40 anos
de produção. Para a injeção no ano de 2016, que apresentou um dos melhores fatores de
recuperação, como mostrado pela Figura 4-11, o volume de água produzida foi 3 milhões de
metro cúbico a menos quando comparado com apenas a injeção de água ao longo dos 40 anos
de produção.
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CAPÍTULO V
Conclusões e Recomendações
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5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Neste capítulo são apresentados as conclusões mais importantes encontradas no trabalho
para o modelo estudado e algumas recomendações para trabalhos futuros.
Nos anos finais de projeto tanto com a injeção contínua de água quanto a de CO2, as
curvas de FR se estabilizaram quando altas vazões de injeção foram utilizadas. Sendo assim,
em dado momento, esses métodos não conseguiram mais retirar quantidade considerável de
óleo do reservatório;
A injeção de água por apresentar uma melhor eficiência de varrido, resultou em um
maior fator de recuperação quando comparado a injeção de CO2;
Quando o método de injeção de CO2 foi utilizado, a produção de gás ocorreu
rapidamente nesse reservatório devido a sua alta mobilidade. Consequentemente, a eficiência
de varrido foi prejudicada, reduzindo a produção final do óleo.
O aumento nas vazões de injeção de água resultaram em antecipação na produção do
óleo, mas não necessariamente em incremento na recuperação final do volume de óleo, pois o
FR final foi em torno de 56% tanto para a vazão de 350 m³std/d quanto para vazões maiores;
Em relação a injeção de CO2, à medida que as vazões de injeção foram aumentadas, o
FR também aumentou. Porém, quando dobrou a vazão de injeção de 1MM m³std/d, o aumento
do FR final foi menor que 3%. Como o aumento de vazão de injeção implica em custos com o
gás e sua compressão, é necessário uma avaliação econômica para definir qual vazão resulta
em uma maior receita para a empresa;
O melhor resultado obtido foi a implementação de injeção contínua de água seguida pela
de CO2, pois retardou a depletação do reservatório. A injeção de água até o ano de 2016 e após
a injeção de CO2 até o ano de 2040, apresentou um maior FR, chegando a quase 65%, e menores
custos com água produzida, cerca de 3 milhões de metro cúbico quando comparado com apenas
a injeção de água.
Recomendações
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Analisar a influência do intervalo de completação dos poços;
Analisar a recuperação de óleo com a injeção de CO2 seguida pela de água;
Complementar esse estudo com a avaliação econômica;
Exploração dos custos relacionados à injeção contínua de água e CO2 em ambientes
offshore;
Analisar a influência do método WAG-CO2 (Water-Alterning-Gas) para esse
reservatório;
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