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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA - CT
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE
ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS
Kilvia Lisanna Lima Rodrigues
Orientadora: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
Natal/RN
ii
KILVIA LISANNA LIMA RODRIGUES
ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE
ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado como parte dos
requisitos para obtenção do Grau em
Engenharia de Petróleo pela
Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Orientadora: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
Natal/RN, Novembro de 2016
iii
iv
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho aos meus pais
Silvia Ferreira de Lima Rodrigues e
José Ivanildo Rodrigues pelo apoio e
amor incondicional e por sempre
me incentivarem a correr atrás dos
meus sonhos. Foi por vocês essa conquista
sem vocês isso não seria possível.
v
AGRADECIMENTOS
Primeiramente a Deus por ter me abençoado e guiado minha vida, pois sem
ele eu não seria nada.
Aos meus pais Silvia Ferreira de Lima Rodrigues e José Ivanildo Rodrigues,
vocês são meu porto seguro, aqueles que eu sei que sempre estarão olhando por
mim, sinto orgulho em ser filha de vocês, obrigada por todo investimento na minha
educação. Ao meu irmão, Odlinavi Luizinácio Lima Rodrigues, in memoriam, que
mesmo sem estar presente fisicamente eu sei que está sempre comigo me
protegendo e a minha irmã Karina Kátia por todo carinho que me dá sempre que a
gente se encontra.
À minha professora orientadora, Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo
ensinamento que me passou nas aulas e como sua orientanda, por ter confiado em
mim e por ter tido paciência para me ajudar sempre que estava com dúvidas.
Aos meus avós Francisca Barbosa Rodrigues e Luiz Ferreira de Lima, as
minhas tias Neuma Dantas, Erineide dos Santos, e Conceição de Lima, e as minhas
primas Carol Dantas, Cinthia Cibelle, Siliana Souza e Fernanda Eloyse pelas
conversas jogadas fora e momentos de alegria, e por estarem presentes em todos
os momentos da minha vida.
À todos os professores da engenharia de petróleo pelos conhecimentos
passados.
À irmã que C&T me deu, Karynne Karolynne, pois esteve presente em
diversos momentos da minha vida, me aconselhando e não me deixando só quando
eu precisei obrigada por me aturar nos meus piores e melhores momentos.
A Felipe Nunes que apesar do pouco tempo fez uma diferença enorme na
minha vida me trouxe paz com suas palavras de apoio e me ajudou nos momentos
em que precisei, obrigada por tudo.
Aos amigos que a UFRN me presenteou Tarsis, Luana e Fernanda por me
aturarem nos momentos de alegria e principalmente nos de angústia, obrigada pelas
horas jogando conversa fora, pelas loucuras antes e depois de provas, por tudo,
quero levar vocês pra sempre comigo.
Aos meus amigos de Santa Cruz, em especial, Luciana Pinheiro, pelos
momentos de descontração, que não foram poucos, obrigada pelos conselhos e por
estar sempre presente mesmo longe.
Aos meus amigos de Natal, Isabelle Marina, Lucas Frazão e Gabriela Castro
pelas saídas para aliviar os momentos de tensão.
vi
Aos colegas que ficaram no laboratório pelos momentos de risadas durante
esse semestre.
À CMG pela licença do simulador de reservatórios concedida.
E, por fim, agradeço à UFRN por toda estrutura em laboratórios e sala de
aulas.
Muito obrigada a todos!
vii
RODRIGUES, Kilvia Lisanna Lima - ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE
VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS
VERTICAIS E HORIZONTAIS. Trabalho de conclusão de curso, Curso de
Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN,
Brasil.
Orientador (a): Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
RESUMO
No Brasil, boa parte dos reservatórios são de óleos pesados, esses reservatórios
que possuem inicialmente, uma energia capaz de elevar o fluido naturalmente, mas
com o passar do tempo de produção essa energia se dissipa e, por causa disso, são
analisados métodos para recuperar esse óleo que ainda fica retido. Para óleos com
a viscosidade elevada, o método que é bastante utilizado é o método térmico
através da injeção de vapor, que têm como objetivo aumentar a temperatura do óleo,
a fim de reduzir a sua viscosidade melhorando assim o escoamento. Esse trabalho
tem como objetivo analisar a influência da injeção de vapor utilizando diferentes
poços injetores (verticais e horizontais) e produtores (horizontais), no trabalho foram
analisados dois casos sendo um com apenas poços horizontais e o outro com poços
injetores verticais e produtores horizontais. Foi realizada uma simulação numérica
no simulador STARS da Computer Modeling Group (CMG) na versão 2012.1. Entre
todas as configurações analisadas do caso 1 a que se tornou mais eficiente foi a
configuração com 4 PARES – DV = 4 m e DH – 87,93 m apresentação um fator de
recuperação de 21%, nas configurações para o caso 2 a mais eficiente foi a com 9
injetores verticais e 2 produtores horizontais atingindo um fator de recuperação de
aproximadamente 39%, os dois foram comparados entre si e quando se trata de
recuperação a configuração do caso 2 foi melhor, mas para garantir a exatidão da
melhor configuração é necessário uma análise técnico-econômica atestando a
viabilidade da mesma.
Palavras-chave: óleos pesados, método térmico, injeção de vapor, simulação
numérica, poços verticais e horizontais.
viii
RODRIGUES, Kilvia Lisanna Lima – STUDY OF THE STEAM INJECTION
PROCESS IN HEAVY OIL RESERVOIRS, USING VERTICAL AND HORIZONTAL
WELLS. Final paper, Petroleum Engineering course, Federal University of Rio
Grande do Norte. Natal – RN, Brasil.
Tutor: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas
ABSTRACT
In Brazil, most of the reservoirs are heavy oils, some reservoirs that initially have an
energy capable of raising the fluid naturally, but with the passage of time of
production this energy dissipates and, because of this, methods are analyzed to
recover the oil that is still retained. For oils with high viscosity, the method that is
widely used is the thermal method through the injection of steam, which aim to
increase the temperature of the oil, in order to reduce its viscosity thereby improving
the flow. The objective of this work was to analyze the influence of steam injection
using different injection wells (vertical and horizontal) and producers (horizontal), in
the work were analyzed two cases being one with only horizontal wells and the other
with vertical injectors and horizontal producers. A numerical simulation was
performed on the Computer Modeling Group (CMG) simulator STARS in the 2012.1
version. Among all the analyzed configurations of case 1 that became more efficient
was the configuration with 4 PARES - DV = 4 and DH - 87.93 m presenting a
recovery factor of 21%, in the configurations for case 2 the most efficient was A with
9 vertical injectors and 2 horizontal producers achieving a recovery factor of
approximately 39%, the two were compared to each other and when it comes to
recovery the configuration of case 2 was better, but to ensure the accuracy of the
best configuration, a Technical-economic analysis attesting the feasibility of the
same.
Keywords: heavy oils, thermal method, steam injection, numerical simulation, vertical
and horizontal wells.
ix
SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 2
1.1 OBJETIVO GERAL ........................................................................................ 3
1.2 OBJETIVO ESPECÍFICO ............................................................................... 3
2. ASPECTOS TEÓRICOS ...................................................................................... 4
2.1 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO ......................................................................... 4
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR ....................................... 5
2.3 MÉTODOS TÉRMICOS ................................................................................. 6
2.3.1 Injeção de vapor .................................................................................... 6
2.3.2 Combustão in situ ................................................................................. 9
2.4 INJEÇÃO DE VAPOR POR DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDA
(SAGD) .................................................................................................................. 10
2.5 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS ...................................... 11
3. MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................................. 13
3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ......................................................... 13
3.1.1 WinProp – CMG .................................................................................... 13
3.1.2 Builder – CMG ...................................................................................... 14
3.1.3 STARS – CMG ...................................................................................... 14
3.1.4 Results 3D e Graph .............................................................................. 14
3.2 MODELAGEM DO FLUIDO ......................................................................... 15
3.2.1 Viscosidade .......................................................................................... 17
3.2.2 Interação Rocha-Fluido ....................................................................... 19
3.3 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO ..................................................... 20
3.3.1 Propriedades do reservatório ............................................................. 20
3.3.2 Refinamento do reservatório .............................................................. 21
3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS ................................................................... 24
3.5 MODELO BASE ........................................................................................... 25
3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS ............................................ 27
3.6.1 Configurações do caso 1 .................................................................... 27
3.6.2 Configurações do caso 2 .................................................................... 29
3.7 METODOLOGIA .......................................................................................... 32
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ....................................................................... 33
4.1 ANÁLISE DO PROCESSO SAGD E DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO
MODELO BASE ..................................................................................................... 33
x
4.2 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 1 .......... 34
4.2.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 1 ........................ 36
4.3 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 2 .......... 38
4.3.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 2 ........................ 39
4.4 ANÁLISE DO COMPARATIVO ENTRE O CASO 1 E O CASO 2 ................ 42
4.4.1 Análise do comparativo entre os casos 1 e 2 nos parâmetros
viscosidade, pressão e temperatura ............................................................... 43
5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ............................................................. 48
5.1 CONCLUSÕES ............................................................................................ 48
5.2 RECOMENDAÇÕES .................................................................................... 49
6. REFERÊNCIAS .................................................................................................. 50
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 2-1 - Injeção Cíclica de vapor ........................................................................... 7
Figura 2-2 - Injeção Contínua de vapor ....................................................................... 8
Figura 2-3 - Processo de Combustão in situ ............................................................... 9
Figura 2-4 - Método do SAGD ................................................................................... 10
Figura 2-5 - Conceito do SAGD ................................................................................. 11
Figura 3-1 - Envelope de fases ................................................................................. 17
Figura 3-2 - Ajuste da viscosidade após a regressão ................................................ 18
Figura 3-3 - Curva da viscosidade em função da temperatura .................................. 19
Figura 3-4 - Vista areal original do reservatório ......................................................... 22
Figura 3-5 - Vista areal do reservatório do simulador ................................................ 23
Figura 3-6 - Vista 3D do reservatório ........................................................................ 24
Figura 3-7 - Vista 3D do modelo base ....................................................................... 25
Figura 3-8 - Saturação de óleo do reservatório na vista IK ....................................... 26
Figura 3-9 - Perfuração dos poços na vista IK .......................................................... 27
Figura 3-10 - Vista IJ e 3D da configuração três pares de poços com DH = 87,93 m
.................................................................................................................................. 28
Figura 3-11 - Vista IJ e 3D da configuração três pares de poços com DH = 205,17 m
.................................................................................................................................. 28
Figura 3-12 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 87,93
m ............................................................................................................................... 29
Figura 3-13 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 146,55
m ............................................................................................................................... 29
Figura 3-14 - Vista IJ e 3D da configuração quatro poços injetores verticais e um
poço produtor horizontal ............................................................................................ 30
Figura 3-15 - Vista 3D da configuração seis injetores verticais e três produtores
horizontais ................................................................................................................. 31
Figura 3-16 - Vista IJ e 3D da configuração nove injetores verticais e dois produtores
horizontais ................................................................................................................. 31
Figura 4-1 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a recuperação
primária versus variação na injeção de vapor ........................................................... 34
Figura 4-2 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do
caso 1 ........................................................................................................................ 35
Figura 4-3 - Produção Acumulada de Óleo versus Tempo para configuração 4
PARES ...................................................................................................................... 36
Figura 4-4 - Vazão de produção de água versus Tempo para a configuração 4
PARES ...................................................................................................................... 38
Figura 4-5 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do
caso 2 ........................................................................................................................ 39
Figura 4-6 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ
VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ..................................................................... 40
xii
Figura 4-7 - Vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ
VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ..................................................................... 41
Figura 4-8 - Aproximação da vazão de produção de óleo versus Tempo para a
configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ...................................... 42
Figura 4-9 - Produção acumulada versus Tempo para o comparativo entre as
melhores configurações dos casos 1 e 2 .................................................................. 43
Figura 4-10 - Comparativo da mudança na viscosidade em função do tempo dos
casos 1 e 2 ................................................................................................................ 44
Figura 4-11 - Comparativo na mudança da pressão em função do tempo para os
casos 1 e 2 ................................................................................................................ 45
Figura 4-12 - Comparativo na mudança da temperatura em função do tempo para os
casos 1 e 2 ................................................................................................................ 47
xiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 2-1 - Classificação do óleo .............................................................................. 4
Tabela 3-1 - Composição do óleo original ................................................................. 15
Tabela 3-2 - Características do componente mais pesado ....................................... 16
Tabela 3-3 - Características do óleo ......................................................................... 16
Tabela 3-4 - Composição dos pseudocomponentes ................................................. 17
Tabela 3-5- Permeabilidade relativa do sistema água-óleo ...................................... 19
Tabela 3-6 - Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido .................................... 20
Tabela 3-7 - Características do reservatório ............................................................. 21
Tabela 3-8- Condições operacionais do reservatório ................................................ 24
Tabela 4-1 - Valores de produção acumulada para diferentes configurações do caso
1 ................................................................................................................................ 35
Tabela 4-2 - Valores de produção acumulada de óleo para diferentes vazões de
injeção da configuração 4 PARES ............................................................................ 37
Tabela 4-3 - Valores da produção acumulada de óleo para diferentes vazões de
injeção para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS .............. 40
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
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1. INTRODUÇÃO
O petróleo é conhecido mundialmente como um dos recursos naturais em maior
quantidade, no Brasil é considerado uma das principais fontes de energia, dito isso é
necessário o uso de tecnologias, e o estudo de projetos para que sejam
desenvolvidas técnicas que aumentem a duração da produção de um campo
petrolífero (REPSOL, 2015).
No Brasil parte das reservas petrolíferas é de óleo pesado, óleo com °API menor
que 22, e se encontram principalmente nas bacias que estão localizadas na região
Nordeste. Como a produção de óleo convencional está caindo, a indústria petrolífera
usa sua tecnologia em estudos voltados para a recuperação avançada de óleos
pesados (GALVÃO, 2008).
Um reservatório de petróleo possui no início da sua produção uma energia capaz
de deslocar o óleo sem precisar de nenhum artifício, mas quando isso acontece a
pressão e a temperatura no reservatório tendem a diminuir fazendo com que o poço
diminua a sua produtividade, para que isso não ocorra são utilizados os métodos de
recuperação suplementar.
Na indústria petrolífera a recuperação de óleo pesado é considerada um grande
desafio. Métodos térmicos são bastante utilizados para a recuperação desse tipo de
óleo. Este método age melhorando o escoamento de óleo, isto ocorre porque o
aumento na temperatura do óleo vai diminuir significativamente a sua viscosidade,
melhorando o varrido tornando maior a sua produção nos campos e aumentando
assim o seu fator de recuperação.
A injeção de vapor é, um dos métodos térmicos considerados mais simples e
seguros, destaca-se então a injeção de vapor por drenagem gravitacional (SAGD).
Esse processo consiste na utilização de dois poços horizontais: um injetor acima e
um produtor próximo da base do reservatório. Tem por objetivo criar uma câmara de
vapor, enquanto promove um melhor varrido.
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Kilvia Lisanna Lima Rodrigues 3
Este trabalho encontra-se dividido em seis capítulos. O Capítulo 1 sendo essa
introdução, o Capítulo 2 denominado Aspectos Teóricos, na qual apresentado uma
descrição dos principais conceitos utilizados, o Capítulo 3, Materiais e Métodos,
onde está descrita a metodologia utilizada, o Capítulo 4 aborda os resultados e
discussões, o Capítulo 5 as conclusões e recomendações deste trabalho e por fim
as referências.
1.1 OBJETIVO GERAL
O presente trabalho tem como objetivo analisar o processo de injeção contínua
de vapor utilizando poços verticais e horizontais aplicando em reservatórios de óleos
pesados.
1.2 OBJETIVO ESPECÍFICO
Fazer um estudo das configurações operacionais do processo, como: as
distâncias entre os poços, o número de poços injetores, o número de poços
produtores e a vazão de injeção.
CAPÍTULO 2
ASPECTOS TEÓRICOS
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
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2. ASPECTOS TEÓRICOS
Nesta seção são abordados alguns conceitos teóricos acerca da engenharia de
Petróleo visando a obtenção de um melhor entendimento sobre o projeto, são
conceitos como classificação dos óleos, métodos de recuperação do petróleo, e
simulação numérica de reservatórios.
2.1 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO
Existem diferentes tipos de óleos que foram encontrados, para isso foi criado uma
forma de classificar. A American Petroleum Institute denominou de grau API (°API) a
forma para caracterizar os diferentes tipos de óleo, eles podem ser: leve, mediano,
pesado ou extrapesado, conforme mostra a Tabela 2-1.
Tabela 2-1 - Classificação do óleo
Tipo de óleo Densidade °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: Adaptado de ANP, 2000
O grau API mostra que quanto menor sua densidade maior o seu valor, e pode
ser calculado através da Equação 1:
Equação 1
Onde γo é a densidade relativa do óleo, ou seja, densidade do óleo/densidade
da água nas condições padrão (60°F e 14,7 psia).
Nos óleos pesados há uma presença maior de materiais residuais não
destiláveis. Nesses resíduos existe uma alta proporção de hidrocarbonetos pesados,
esses hidrocarbonetos pesados acabam tornando o óleo muito viscoso reduzindo
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
Kilvia Lisanna Lima Rodrigues 5
sua aplicabilidade o que o deixa favorável para a manufatura do asfalto (GALVÃO,
2008).
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR
Os métodos de recuperação suplementar são utilizados quando se quer
melhorar a eficiência de recuperação de um reservatório e o tipo a ser escolhido
depende das características do fluido, da rocha, do reservatório, etc. Quando se é
utilizado um método convencional de injeção e este resulta em uma baixa
recuperação pode ser devido à alta viscosidade do óleo presente no reservatório. E
quando este óleo possui uma alta viscosidade se faz necessário o uso de um
método térmico (ROSA, 2006).
Esses métodos são usados como alternativa para aperfeiçoar uma produção em
um menor tempo, ou seja, ter um volume maior de óleo produzido, isso se dá devido
uma injeção de mais energia no reservatório, essa produção em um menor tempo
aumenta o seu valor presente líquido (VPL) o que é vantajoso para a economia de
uma empresa.
Na recuperação primária geralmente a eficiência é baixa. A indústria do petróleo
tem investido muito em pesquisas e mesmo com o desenvolvimento da tecnologia
boa parte do óleo encontrado é considerada irrecuperável pelos métodos de
produção atuais. Projetos de recuperação bem-sucedidos podem ter um fator de
recuperação superior a 60%, mas a maioria dos projetos para métodos
convencionais estão na faixa dos 30-50% (ROSA, 2006).
Os métodos de recuperação se dividem em:
Convencionais
• Injeção de Água
• Injeção de Gás
São os mais comuns na indústria, agem através da manutenção da pressão no
reservatório, e não alteram as características principais do óleo.
Especiais
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• Térmicos
• Miscíveis
• Químicos
• Outros
Esses sim alteram as características do óleo como, por exemplo, a viscosidade.
2.3 MÉTODOS TÉRMICOS
Foi observado, que a recuperação em reservatórios de óleos pesados e
extrapesados utilizando métodos convencionais era baixa, com isso foi preciso o
investimento em projetos utilizando métodos especiais, entre eles o método térmico.
A importância do desenvolvimento dos métodos térmicos está ligada ao fato de que
ao aumentar a temperatura do óleo a sua viscosidade diminui consideravelmente
(AZIN, 2008). Quanto maior for esse aumento e maior a área que é aquecida por
esse método, mais eficiente ele é.
Os métodos térmicos são classificados em duas categorias distintas: combustão
in situ e injeção de fluidos quentes (vapor de água ou água quente) (ROSA, 2006).
Na injeção de fluidos quentes, é gerado o calor na superfície e, a partir daí, é
conduzido para o reservatório. Já a combustão in situ é feita dentro do reservatório,
utilizando parte do óleo existente no reservatório como ignição e assim é gerado o
calor (GALVÃO, 2008).
A combustão in situ é menos utilizada devido à falta de segurança existente
nesse método.
2.3.1 Injeção de vapor
A injeção de vapor é um dos métodos mais aplicados em reservatórios de
óleos pesados, tem como objetivo injetar vapor superaquecido que troca calor com o
óleo com intuito de reduzir a viscosidade do óleo, aumentando o seu varrido e sua
produção. Este método pode ser realizado de maneira contínua ou cíclica.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
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A Figura 2-1 mostra a injeção cíclica de vapor, esta é realizada em três fases,
na primeira ocorre à injeção do vapor por um período de tempo, logo após a injeção
o poço é fechado por outro período de tempo, essa seria a fase dois, esse período é
chamado de “soaking” e a terceira fase onde o poço é aberto para produção.
Figura 2-1 - Injeção Cíclica de vapor
Fonte: Sefton Resources Inc.
E na Figura 2-2 pode-se ver a injeção contínua de vapor que consiste na
injeção de fluido de forma contínua enquanto na injeção cíclica o fluido é injetado de
forma alternada. Outra diferença entre a injeção contínua e cíclica é que na cíclica a
injeção e a produção do óleo ocorrem no mesmo poço e na contínua ocorrem em
poços diferentes, um injetor e um produtor (RODRIGUES, 2008).
Já na injeção contínua não há período onde o poço se encontra fechado.
Geralmente a fase cíclica precede à contínua.
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Figura 2-2 - Injeção Contínua de vapor
Fonte: U. S. Department of energy
Para reservatórios muito profundos esse método não é recomendado, pois ele
não apresenta resultados satisfatórios devido as grandes perdas de calor
(QUEIROZ, 2006). Para vencer a alta pressão existente em reservatórios muito
profundos é preciso utilizar um vapor com maior temperatura e pressão gerando
assim maiores perdas de calor.
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2.3.2 Combustão in situ
Na Figura 2-3 é mostrado o processo da combustão in situ que consiste na
criação de uma frente de calor feita a partir da queima de parte do óleo existente no
reservatório. Conforme a frente de calor vai avançando dentro do reservatório, há
uma transferência de calor reduzindo a viscosidade do óleo, aumentando assim a
sua mobilidade (CARCOANA, 1992).
Figura 2-3 - Processo de Combustão in situ
Fonte: ROSA, 2006.
As frações mais pesadas do petróleo são utilizadas como combustível, já as
frações leves são vaporizadas movendo o óleo para o poço produtor. Entre a injeção
de vapor e a combustão in situ, a combustão apresenta alguns empecilhos como,
por exemplo, a falta de segurança existente, pois não há controle da combustão já
que ela é dentro do reservatório e, também é preciso poços que sejam resistentes à
alta temperatura.
A combustão tem início ao se injetar ar aquecido dentro do reservatório, isso
vai causar uma oxidação no óleo que é quem gera o calor. Essa oxidação vai
aumentando até chegar a uma temperatura que é chamada de “ponto de ignição”
(THOMAS, 2001).
Nesse processo parte do óleo que é utilizada entra em ignição, o combustível
(óleo) mistura com o comburente (oxigênio) formando água e dióxido de carbono e
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
Kilvia Lisanna Lima Rodrigues 10
liberando calor. A quantidade de calor que é liberado é influenciada pela composição
do óleo (ARAÚJO, 2012).
A ignição em muitos reservatórios pode ser espontânea, mas tem uns que é
preciso aquecimento. Para ocorrer à combustão a ignição é a primeira condição
(ROSA, 2006).
2.4 INJEÇÃO DE VAPOR POR DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDA (SAGD)
Na Figura 2-4 está o método SAGD que consiste em dois poços horizontais
onde um é injetor e o outro produtor, o injetor na parte superior do reservatório. O
vapor é injetado no poço, esse então se comporta como um gás e sobe no
reservatório por diferença gravitacional, assim há uma troca de calor aquecendo o
óleo que desce também por diferença gravitacional e é produzido na parte inferior do
reservatório.
Figura 2-4 - Método do SAGD
Butler (1991 apud BARILLAS, 2008) afirma que o processo SAGD é um
método efetivo para a produção de óleos pesados. A força atuante nesse processo é
a gravitacional, quando se injeta vapor continuamente esse vapor aquece o óleo e
forma uma câmara a qual cresce para cima e para os arredores, como mostrado na
Figura 2-5.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
Kilvia Lisanna Lima Rodrigues 11
Figura 2-5 - Conceito do SAGD
Fonte: Butler, 1991.
Esse método se torna eficiente quando existe principalmente a diferença de
densidade entre o óleo e o vapor injetado, e também porque esse método abrange
uma grande área do reservatório, ou seja, mais óleo é varrido, essa é uma das
grandes vantagens do SAGD.
Mesmo com a eficácia do método de injeção de vapor por drenagem
gravitacional ainda são realizadas muitas pesquisas onde o objetivo principal é
melhorar ainda mais esse método.
2.5 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS
A simulação numérica é uma ferramenta bastante importante para a indústria
petrolífera, pois com ela é possível determinar características e prever o
comportamento do reservatório tendo como fundamento as curvas de declínio,
balanço de materiais e a teoria de Buckley-Leverett (ROSA, et. al. 2006). Para obter
esses resultados é necessário acrescentar informações no simulador como, por
exemplo, dados da rocha, do fluido, etc. A representação desse reservatório se dá
por meio de um modelo de fluxo subdivido em células que na simulação são
chamadas de “grid” (MORSE, 2006).
COTIA (2012) afirma que a simulação é uma técnica capaz de prever o
comportamento de um reservatório de diferentes maneiras, se tornando muito útil
para o gerenciamento de reservatórios. Com essa técnica é possível determinar:
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2
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• A previsão da produção de óleo, gás e água do reservatório;
• O impacto causado se houver novas perfurações;
• A recuperação de óleo caso seja adicionado um método de recuperação seja
ele convencional ou especial;
• Os melhores locais para perfuração de poços injetores e produtores, entre
outros.
Com essas informações que podem ser obtidas através da simulação é
possível fazer um estudo técnico-econômico para saber se o projeto será ou não
viável economicamente.
Neste projeto foi utilizado o simulador comercial STARS (Steam, Thermal and
Advanced Processes Reservoir Simulation) da CMG (Computer Modeling Group) na
versão 2012.1.
CAPÍTULO 3
MATERIAIS E MÉTODOS
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3. MATERIAIS E MÉTODOS
Este capítulo aborda aspectos relacionados à modelagem do projeto como, as
ferramentas computacionais utilizadas, a modelagem do fluido, a modelagem do
reservatório, onde foram adicionados dados referentes à rocha, e refinamento da
malha.
3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS
Para realizar a modelagem deste projeto foram utilizadas ferramentas do
simulador comercial da CMG (Computer Modeling Group) que são: Winprop, Builder,
STARS e os resultados foram obtidos através do Results (Graph e 3D), todos na
versão 2012.1.
3.1.1 WinProp – CMG
BAUTISTA (2010) informa que o WinProp é uma ferramenta que através das
propriedades de equilíbrio multifásico da equação de estado pode:
- Modelar Fluidos;
- Agrupar (“Lumping”) componentes;
- Ajustar dados de laboratório através da regressão;
- Simular processos de contatos múltiplos;
- Construir diagramas de fases;
- Simular experimentos de laboratório.
Essa ferramenta cria um arquivo que é inserido no Builder quando se está
modelando o reservatório.
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3.1.2 Builder – CMG
No Builder é possível criar o modelo do reservatório ligado ao modelo de
fluido produzido no WinProp e assim realizar a simulação, mas, para isso requer
dados de entrada que são fornecidos como, por exemplo:
- Modelo físico do reservatório;
- Propriedades rocha-fluido;
- Modelo numérico;
- Condições de operação;
- Características do fluido;
- Vazão de Injeção;
- Quantidade de poços a ser utilizada, etc.
3.1.3 STARS – CMG
O STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulation) é
um simulador trifásico de múltiplos componentes que tem como objetivo simular
recuperações utilizando o método térmico, por exemplo: injeção contínua e cíclica de
vapor, combustão in situ, além de processos que podem conter aditivos químicos,
nele é possível utilizar variedades de sistemas de malha, podem ser cartesianos,
cilíndricos ou de profundidade e espessura variáveis, também pode variar a
porosidade, pode ser realizado na escala de laboratório ou de campo (BARILLAS,
2005).
3.1.4 Results 3D e Graph
O Results 3D é um módulo na qual é possível observar as saídas com dados
de histórico de campo é possível analisar parâmetros como, viscosidade, pressão,
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temperatura, saturação em tempos determinados e a visualização pode ser em
vistas 2D e 3D.
O Results Graph é outro módulo existente onde é obtida a visualização de
forma gráfica resultados de produção, como vazão de óleo, vazão de água em
função do tempo.
3.2 MODELAGEM DO FLUIDO
Para realizar a modelagem do fluido foi preciso inserir no WinProp dados como,
a composição do fluido, fator volume formação do óleo, viscosidade, grau API,
densidade do óleo, entre outros.
Na Tabela 3-1 têm-se a composição original do óleo.
Tabela 3-1 - Composição do óleo original
Componente Composição (%) Componente Composição (%)
CO2 0,45 C9 0,04
N2 0,27 C10 0,12
C1 9,91 C11 0,63
C2 0,18 C12 0,73
C3 0,27 C13 1,39
iC4 0,10 C14 2,06
nC4 0,13 C15 2,73
iC5 0,04 C16 1,41
nC5 0,05 C17 2,15
C6 0,05 C18 1,53
C7 0,07 C19 4,03
C8 0,10 C20+ 71,58
Fonte: Do autor
Na Tabela 3-2 e Tabela 3-3 são encontradas as características do óleo.
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Tabela 3-2 - Características do componente mais pesado
Densidade do gás 0,701
Massa molecular C20+ 543
Densidade C20+ 0,9763
Grau API 16,76
Coeficiente de expansão térmica do óleo (1/°C) 6,8845 x 10-4
Fonte: Do autor
Tabela 3-3 - Características do óleo
Pressão (kgf/cm²) ρo (g/cm³) Bo (m³/m³ std) Rs (m³/m³ std) μo (cP)
71,03 0,936 1,0241 6,35 819,2
61,03 0,935 1,0254 6,35 794,4
51,03 0,934 1,0268 6,35 769,6
41,03 0,933 1,0282 6,35 741,6
27,03 0,933 1,0304 6,35 706,2
16,03 0,936 1,024 3,87 816,3
1,03 0,941 1,0138 0 1121,1
Fonte: Do autor
Como forma de acelerar a simulação foi realizado um agrupamento usando o
“lumping” no WinProp transformando um sistema de multicomponentes em um
sistema de pseudocomponentes agrupados formando um novo componente, como
mostrado na Tabela 3-4, nela é possível ver que os pseudocomponentes pesados
C₂₀₊ se apresentam em maior proporção, explicando assim a viscosidade elevada
do óleo.
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Tabela 3-4 - Composição dos pseudocomponentes
Componente Fração Molar
CO2 – N2 0,007
CH4 – C3H 0,103
iC4 – nC5 0,003
C6 – C19 0,17
C20 – C30 0,311
C31 – C39 0,151
C40+ 0,254
Somatório 0,999
Fonte: Do autor
A Figura 3-1 mostra um envelope de fases do modelo de multicomponentes e do
modelo de pseudocomponentes mostrando como o modelo agrupado, de
pseudocomponentes, corresponde ao modelo original com multicomponentes
tornando possível utilizá-lo no reservatório.
Figura 3-1 - Envelope de fases
Fonte: Do autor
3.2.1 Viscosidade
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Nos métodos térmicos uma propriedade importante é a viscosidade, pois um
dos objetivos desse método é a redução da mesma para obter um melhor varrido.
Na Figura 3-2 é possível ver o ajuste da viscosidade em função da pressão
realizado após as técnicas de regressão.
Figura 3-2 - Ajuste da viscosidade após a regressão
Fonte: Do autor
E na Figura 3-3 é possível ver a curva da viscosidade em função da
temperatura, mostrando que inicialmente a viscosidade é elevada, e com o aumento
da temperatura há uma redução substancial.
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Figura 3-3 - Curva da viscosidade em função da temperatura
Fonte: Do autor
3.2.2 Interação Rocha-Fluido
Na Tabela 3-5 e Tabela 3-6 encontram-se os dados referentes às
permeabilidades relativas e pressões capilares dos sistemas água-óleo e líquido-
gás.
Tabela 3-5- Permeabilidade relativa do sistema água-óleo
Sw1 Krw Krow Pcow (psi)
0,29 0 0,9 2,416
0,3176 0,0016 0,8285 1,697
0,3452 0,0044 0,758 1,229
0,3728 0,008 0,6886 0,913
0,4004 0,0124 0,6203 0,694
0,4281 0,0173 0,5533 0,537
0,4557 0,0228 0,4876 0,423
0,4833 0,0287 0,4233 0,338
0,5109 0,035 0,3607 0,273
0,5385 0,0418 0,2997 0,224
0,5661 0,049 0,2409 0,185
0,5937 0,0565 0,1843 0,154
0,6213 0,0644 0,1305 0,13
0,6489 0,0726 0,0802 0,11
0,6766 0,0812 0,0349 0,094
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0,7042 0,09 0 0,081
1 0,3 0 0,022 Fonte: Do autor
Onde Sw1 é a saturação da água, Krw é a permeabilidade relativa da água,
Krow é a permeabilidade relativa do sistema água-óleo e Pcow é a pressão capilar
do sistema água-óleo.
Tabela 3-6 - Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido
Sl1 Krg Krog Pcgo (psi)
0,71 0,45 0 0,1441
0,7293 0,406 0,0139 0,1307
0,7487 0,363 0,0395 0,1188
0,768 0,322 0,0726 0,1083
0,7777 0,283 0,1117 0,0989
0,797 0,245 0,1564 0,0906
0,8163 0,209 0,2048 0,0831
0,8357 0,175 0,2587 0,0764
0,855 0,143 0,3161 0,0703
0,8743 0,114 0,3769 0,0649
0,8937 0,0866 0,4421 0,06
0,913 0,062 0,5096 0,0555
0,9227 0,0402 0,5805 0,0515
0,942 0,0219 0,6547 0,0478
0,9613 0,0077 0,7313 0,0444
0,9807 0 0,8111 0,0414
1 0 0,9 0,0384 Fonte: Do autor
Onde Sl1 é a saturação do líquido, Krg é a permeabilidade relativa do gás,
Krog é a permeabilidade relativa do sistema gás-óleo e Pcgo é a pressão capilar do
sistema gás-óleo.
3.3 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO
3.3.1 Propriedades do reservatório
O reservatório do projeto apresenta as seguintes características mostradas na
Tabela 3-7.
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Tabela 3-7 - Características do reservatório
Topo do reservatório (m) 200
Contato água-óleo (m) 228
Porosidade @287 psi 0,27
Permeabilidade Horizontal (Kh) (mD) 950
Permeabilidade Vertical (Kv) (mD) 0,11*Kh
Compressibilidade da formação @ 287 psi (psi-1) 15x10-7
Pressão de referência (psi) 287 @200 m
Espessura da última camada (m) 17
Temperatura inicial do reservatório (°C) 38
Capacidade calorífica da formação (J/m³-K) 2,347x106
Condutividade térmica da rocha (J/m-dia-C) 2,74x105
Condutividade térmica da fase água (J/m-dia-K) 5,35X104
Condutividade térmica da fase óleo (J/m-dia-K) 1,15X104
Condutividade térmica da fase gás (J/m-dia-C) 3900
Capacidade calorífica volumétrica da formação Overburden e
Underburden
(J/m³-K)
2,347x106
Condutividades térmicas Overburden e Underburden
J/m-dia-K
1,496x105
Fonte: Do autor
3.3.2 Refinamento do reservatório
O reservatório foi modelado de acordo com as curvas de nível que foi
fornecida conforme mostra a Figura 3-4.
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Figura 3-4 - Vista areal original do reservatório
Fonte: Do autor
Nela também é possível ver as dimensões do reservatório, que são:
• Comprimento: 850 metros
• Largura: 650 metros
Para realizar o refinamento foi preciso dividir o reservatório em blocos, com
isso a divisão ficou: 29 blocos de 29,31 metros no eixo x, 23 blocos de 28,26 metros
no eixo y e 13 blocos de 2 metros e 1 bloco de 17 metros no eixo z, totalizando 9338
blocos. Como são poucos blocos não existe precisão de qual camada alguns blocos
pertencem, dito isso foi preciso assumir que a camada que o bloco pertencia era a
que continha maior parte da área do mesmo, resultando em um modelo quase igual
ao original, mostrado na Figura 3-5. A espessura foi calculada de acordo com a
quantidade de blocos na direção k, eixo z, totalizando uma espessura de 43 metros.
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Figura 3-5 - Vista areal do reservatório do simulador
Fonte: Do autor.
A Figura 3-6 representa o modelo do reservatório criado na vista 3D do
simulador, o reservatório tem o topo da formação a 200 metros de profundidade
sendo assim considerado um reservatório raso. Quando a profundidade é baixa, fica
fácil para perfurar poços verticais, mas, se for perfurar um poço horizontal fica um
pouco mais complicado.
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Figura 3-6 - Vista 3D do reservatório
Fonte: Do autor
3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS
As condições operacionais utilizadas estão na Tabela 3-8.
Tabela 3-8- Condições operacionais do reservatório
Temperatura do vapor 290 °C / 554 °F
Qualidade do vapor 0,8
Pressão máxima no poço injetor 1015,26 psi / 7000 kPa
Pressão mínima no poço produtor 43,51 psi / 300 kPa
Tempo do projeto 20 anos
Vazão de injeção (STW) 100 m³ std/dia (base)
Fonte: Do autor
Todas as condições foram mantidas constantes menos a vazão de injeção
que foi um dos parâmetros analisados no projeto.
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3.5 MODELO BASE
Definido o modelo de fluido, o modelo físico do reservatório e as condições
operacionais do projeto foi preciso definir um modelo base de reservatório com as
perfurações para este servir como referência as possíveis mudanças operacionais
realizadas. Para o modelo base foi definido a seguinte estrutura: três pares de poços
horizontais, com distância horizontal entre pares de 113,04 m e distância vertical de
10 metros, e vazão de injeção inicial de 100 m³ std/dia por poços. Na Figura 3-7
pode-se observar a vista 3D do modelo base com seus poços.
Figura 3-7 - Vista 3D do modelo base
Fonte: Do autor
A Figura 3-8 é possível observar a saturação do óleo no modelo base, que
serve como base para identificar onde é aconselhável perfurar os poços injetores e
produtores. Nela, é possível observar a diferença existente entre as saturações. A
zona laranja acima se trata da presença de uma maior saturação de óleo e a zona
verde de uma maior saturação de água, e entre as duas existe a transição entre a
água e óleo.
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Figura 3-8 - Saturação de óleo do reservatório na vista IK
Fonte: Do autor
A posição para se colocar os poços são: o injetor acima bem na zona com
maior presença de óleo, e o produtor um pouco abaixo do injetor, mas acima da
zona com maior presença de água a fim de evitar uma produção em excesso de
água como mostrado na Figura 3-9.
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Figura 3-9 - Perfuração dos poços na vista IK
Fonte: Do autor
3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS
O presente trabalho apresentou dois casos para análise criados a partir do
modelo base, o caso 1 utilizando o método SAGD, ou seja, apenas poços
horizontais em diferentes configurações e o caso 2 que apresenta poços injetores
verticais e poços produtores horizontais.
3.6.1 Configurações do caso 1
Para o caso 1 foi criado além do modelo base, mais quatro configurações,
todos com poços horizontais, fazendo uma análise comparativa entre eles, buscando
o mais apropriado para servir de base para o estudo na mudança dos parâmetros.
As quatro configurações são:
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• Três pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre pares
de 87,93 metros mostrado na Figura 3-10;
Figura 3-10 - Vista IJ e 3D da configuração três pares de poços com DH = 87,93 m
Fonte: Do autor
• Três pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre pares
de 205,17 metros mostrado na Figura 3-11;
Figura 3-11 - Vista IJ e 3D da configuração três pares de poços com DH = 205,17 m
Fonte: Do autor
• Quatro pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre
pares de 87,93 metros mostrado na Figura 3-12;
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Figura 3-12 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 87,93 m
Fonte: Do autor
• Quatro pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre
pares de 146,55 metros mostrado na Figura 3-13.
Figura 3-13 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 146,55 m
Fonte: Do autor
Todos os modelos tiveram uma distância vertical entre poços fixa em 4 metros
e a vazão de injeção fixa em 100 m³ std/dia.
3.6.2 Configurações do caso 2
Para o caso 2 foi criada com as condições operacionais do modelo base três
configurações, sem utilizar o método SAGD, e sim, poços injetores verticais e
produtores horizontais. As três configurações são:
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• Quatro poços injetores verticais e um poço produtor horizontal centralizado
mostrado na Figura 3-14;
Figura 3-14 - Vista IJ e 3D da configuração quatro poços injetores verticais e um poço produtor
horizontal
Fonte: Do autor
• Seis injetores verticais e três produtores horizontais entre eles mostrado na
Figura 3-15;
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Figura 3-15 - Vista 3D da configuração seis injetores verticais e três produtores horizontais
Fonte: Do autor
• Nove injetores verticais e dois produtores horizontais mostrado na Figura
3-16.
Figura 3-16 - Vista IJ e 3D da configuração nove injetores verticais e dois produtores horizontais
Fonte: Do autor
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3.7 METODOLOGIA
Neste trabalho foi analisado como o reservatório se comporta após a variação de
alguns parâmetros operacionais como, por exemplo, vazão de injeção e tipos de
configuração de poços influência no fator de recuperação e na produção acumulada
de óleo.
O projeto teve duração de 20 anos, e o estudo foi iniciado com uma vazão de
injeção de vapor 100 m³ std/dia para todas as configurações, analisando quais
configurações obteve-se a mais eficiente, e a partir disso, foram incrementadas as
vazões uma taxa de 50 m³ std/dia até alcançar a vazão máxima que foi de 550 m³
std/dia. Esses valores de vazões estão além do que era esperado para um projeto
como esse, mas foram utilizados para obtenção de melhores resultados de
recuperação de óleo. Para fins de análise acadêmica o trabalho foi realizado da
seguinte forma:
Montagem do modelo de fluido;
Montagem do reservatório de acordo com as propriedades fornecidas;
Montagem da configuração do modelo base;
A partir do modelo base foi criado dois casos, o caso 1 com quatro
configurações e o caso 2 com três configurações;
Foi realizada uma análise dos parâmetros nos dois casos separadamente e
também um comparativo entre eles;
Conclusão acerca do trabalho;
Recomendações necessárias.
CAPÍTULO 4
RESULTADOS E DISCUSSÕES
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4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo são apresentados e discutidos os resultados obtidos de produção
acumulada, fator de recuperação entre outros, a partir da simulação do reservatório
mudando parâmetros como vazão de injeção, configuração do poço, sempre visando
uma maior produção de óleo.
4.1 ANÁLISE DO PROCESSO SAGD E DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO
MODELO BASE
A recuperação primária acontece quando o reservatório não precisa de meios
externos, como a recuperação suplementar para ter energia interna para produzir.
Neste item foi realizado um comparativo do modelo base quando este realiza a
recuperação primária, sem a injeção de vapor, e quando o modelo base utiliza a
injeção de vapor, a configuração do modelo base é de 3 pares de poços horizontais
com distância vertical entre poços de 10 m e DH = 113,04 m. As vazões
incrementadas foram valores por poço.
Através da Figura 4-1 é possível perceber que para um reservatório de óleo
pesado é necessário o uso de um método térmico, pois a produção acumulada que
na recuperação primária era de 3368,35 m³, com fator de recuperação de 0,28%, e
aumentou para 194311 m³ utilizando a injeção de vapor, com fator de recuperação
de 16,22%, com o aumento na produção houve, consequentemente, o aumento no
fator de recuperação.
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Figura 4-1 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a recuperação primária versus variação na injeção de vapor
Fonte: Do autor
4.2 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 1
Na Figura 4-2 têm-se a produção acumulada de óleo em função do tempo para o
modelo base e as quatro configurações existentes no caso 1, buscando a que
obteve um melhor resultado de produção de óleo. A vazão de injeção utilizada foi
mantida fixa em 100 m³ std/dia por poço para todas as configurações.
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Figura 4-2 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do caso 1
Fonte: Do autor
Na Tabela 4-1 pode-se observar os valores da produção acumulada de óleo
retirados da Figura 4-2, que a partir dela e do valor do fator de recuperação é
possível assumir que a configuração 4 PARES – DH = 87,93 m foi a que obteve uma
maior produção de óleo. O incremento entre essa configuração e a que obteve um
menor valor ter sido de FR = 3,68% e Np ≡ 41000 m³, que não é um incremento
muito alto, a configuração 4 PARES pode ser utilizada para o estudo com a variação
da vazão de injeção de vapor.
Tabela 4-1 - Valores de produção acumulada para diferentes configurações do caso 1
Vazão de Injeção
(m³ std/dia)
Configuração Produção Acumulada
(m³)
100 Modelo base DV = 10 m 122.707 (20 anos)
3 PARES – DH = 87,93 m 121.214 (20 anos)
3 PARES – DH = 205,17 m 109.201 (20 anos)
4 PARES – DH = 87,93 m 153.293 (20 anos)
4 PARES – DH = 146,55 m 122.905 (20 anos)
Fonte: Do autor
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4.2.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 1
A injeção de vapor é um dos parâmetros essenciais para notar a mudança na
produção de um reservatório, pois quando o vapor é injetado há uma troca de calor
no reservatório aumentando a temperatura do óleo, reduzindo a viscosidade e
aumentando o varrido.
A configuração que foi utilizada para analisar a influência da injeção de vapor foi
a que possui 4 PARES – DH = 87,93 m, pois ao analisar todas as configurações do
caso 1 esta obteve um melhor resultado.
A primeira análise feita foi à influência da vazão de injeção na produção
acumulada de óleo mostrado na Figura 4-3.
Figura 4-3 - Produção Acumulada de Óleo versus Tempo para configuração 4 PARES
Fonte: Do autor
Na Figura 4-3 também está informado os fatores de recuperação para a vazão
base de 100 m³ std/dia e a vazão máxima de 550 m³ std /dia houve um aumento de
8,22% entre eles. Outro fator observado é que da vazão de injeção de 450 m³ std/dia
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até a vazão máxima de injeção de 550 m³ std/dia o incremento foi de 8235,77 m³,
tornando assim inviável injetar a uma vazão de 500 e 550 m³ std/dia, pois seria um
gasto maior para um incremento de produção menor.
Na Tabela 4-2 é possível observar os valores de produção acumulada de óleo
retirados da Figura 4-3 para 20 anos de produção, tempo do projeto, a partir dela
nota-se que com o incremento da vazão de injeção houve um incremento na
produção acumulada de óleo.
Tabela 4-2 - Valores de produção acumulada de óleo para diferentes vazões de injeção da configuração 4 PARES
Vazão de Injeção (m³ std/dia) Produção Acumulada de Óleo (m³)
100 153.292 (20 anos)
150 182.723 (20 anos)
200 202.739 (20 anos)
250 215.891 (20 anos)
300 225.425 (20 anos)
350 232.556 (20 anos)
400 238.293 (20 anos)
450 243.578 (20 anos)
500 247.578 (20 anos)
550 251.813 (20 anos)
Fonte: Do autor
A segunda análise feita foi da influência da vazão de injeção de vapor na vazão
de produção de água mostrada na Figura 4-4.
A Figura 4-4 mostra a vazão de produção de água em função do tempo para a
configuração 4 PARES considerando todo o campo, por poço a vazão de injeção
considerada foi de 550 m³ std/dia, como são 4 pares de poços existem 4 poços
injetores em um campo então ao todo têm-se 4*550 = 2200 m³ std/dia quando o
reservatório produz apenas a água que vem do vapor injetado. Observa-se na
Figura 4-4 que inicialmente a vazão de produção de água foi aproximadamente 3000
m³ std/dia e a partir do ano de 2002 essa vazão de produção de água foi se
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estabilizando para uma vazão de água próxima de 2200 m³ std/dia, isso mostra que
inicialmente um aquífero presente na formação influenciou na produção de água e a
partir de 2002 a produção de água passou a ser quase toda apenas da vazão de
injeção de vapor.
Figura 4-4 - Vazão de produção de água versus Tempo para a configuração 4 PARES
Fonte: Do autor
4.3 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 2
Na Figura 4-5 têm-se a produção acumulada de óleo em função do tempo para
as três configurações existentes no caso 2, com a intenção de observar a que
obteve um melhor resultado de produção de óleo. A vazão de injeção utilizada foi
mantida fixa em 100 m³ std/dia para todas as configurações.
Nela é possível observar a produção acumulada de óleo em função do tempo e
os fatores de recuperação de óleo mínimo e máximo 10% e 27,34%,
respectivamente, mostrando que a diferença existente entre as configurações com
quatro e seis injetores e a configuração com nove injetores é de mais de 17%,
tornando claro que para a análise com a variação da vazão de injeção de vapor é
aconselhável analisar a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS.
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Figura 4-5 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do caso 2
Fonte: Do autor
4.3.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 2
Com a configuração adequada para o estudo, 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD
HORIZONTAIS, foi realizada a análise da influência da injeção de vapor, como na
configuração anterior a vazão de injeção inicial por poço foi de 100 m³ std/dia com
incremento de 50 m³ std/dia até chegar a vazão máxima de 550 m³ std/dia.
Primeiramente, foi analisada a influência da vazão de injeção de vapor na
produção acumulada de óleo em função do tempo como mostrado na Figura 4-6.
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Figura 4-6 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS
Fonte: Do autor
Na Tabela 4-3 têm-se os valores de produção acumulada de óleo retirados da
Figura 4-6, a partir dela percebe-se que com o aumento na vazão de injeção houve
um aumento na produção acumulada de óleo. Da recuperação primária até a vazão
de injeção de vapor máxima houve um aumento no fator de recuperação de
aproximadamente 39% e o incremento na produção acumulada de óleo do mínimo
para o máximo foi de aproximadamente 360000 m³ tornando viável a utilização do
método térmico para recuperação do óleo.
Tabela 4-3 - Valores da produção acumulada de óleo para diferentes vazões de injeção para a
configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS
Vazão de Injeção (m³ std/dia) Produção Acumulada de Óleo (m³)
100 327.756 (20 anos)
150 367.617 (20 anos)
200 387.209 (20 anos)
250 403.071 (20 anos)
300 415.485 (20 anos)
350 426.463 (20 anos)
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400 437.380 (20 anos)
450 447.027 (20 anos)
500 458.627 (20 anos)
550 468.970 (20 anos)
Fonte: Do autor
A segunda análise feita foi da influência da vazão de injeção de vapor na vazão
de produção de óleo mostrada na Figura 4-7.
Figura 4-7 - Vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS
Fonte: Do autor
Para obter uma melhor observação da vazão de produção de óleo, na Figura 4-8
foi realizada uma aproximação para os primeiros anos do projeto onde obteve uma
maior vazão de produção de óleo.
Observa-se que houve uma grande sobreposição das vazões no início do
projeto, mas é possível ver que a maior vazão, 550 m³ std/dia em sua totalidade
obteve a maior produção. A maior produção em todas as vazões foi no início do
projeto, entre 2000 e 2003, provocando assim uma produção antecipada de óleo e
por consequência um retorno financeiro mais cedo, o que torna viável o projeto, pois
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assim geraria lucro mais cedo, mas, para saber se o projeto é viável
economicamente seria preciso um estudo de viabilidade econômica.
Figura 4-8 - Aproximação da vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ
VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS
4.4 ANÁLISE DO COMPARATIVO ENTRE O CASO 1 E O CASO 2
Neste item foi realizado um comparativo entre as melhores configurações dos
dois casos estudados, a fim de obter aquela que apresentou o melhor resultado
entre os dois para assim ser utilizado em estudos futuros.
Na Figura 4-9 é mostrado um comparativo da produção acumulada de óleo entre
a melhor configuração do caso 1 e a melhor configuração do caso 2.
Percebe-se então na Figura 4-9 que a mudança na configuração do poço de
quatro pares horizontais para nove poços injetores verticais e dois poços produtores
horizontais resultou em um aumento no fator de recuperação de 21% para 39,13% e
na produção acumulada de óleo de 250000 m³ para 460000 m³, foi um aumento de
mais de 15% concluindo assim que a mudança na configuração talvez seja a melhor
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opção, para ter certeza é preciso realizar uma análise econômica para as duas
configurações para atestar a viabilidade do projeto.
Figura 4-9 - Produção acumulada versus Tempo para o comparativo entre as melhores configurações dos casos 1 e 2
Fonte: Do autor
4.4.1 Análise do comparativo entre os casos 1 e 2 nos parâmetros
viscosidade, pressão e temperatura
Utilizando a vista 3D foi realizado um comparativo simultâneo entre os casos 1 e
2 dos parâmetros viscosidade, pressão e temperatura a fim de observar o que já foi
mostrado graficamente na Erro! Fonte de referência não encontrada., o
omparativo foi realizado com a vazão de 550 m³ std/dia e nos anos 2000, 2010 e
2020 para os dois casos.
Primeiramente foi realizada à análise da viscosidade em função do tempo entre
os casos 1 e 2. O objetivo principal de se utilizar um método térmico é a redução da
viscosidade, ao se injetar vapor a tendência é que essa viscosidade vá diminuindo.
A Figura 4-10 corresponde ao comparativo da viscosidade em função do tempo
entre as melhores configurações dos casos 1 e 2.
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A imagem mostra que para o caso 2 a injeção de vapor foi mais eficiente, pois
ela atingiu uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma maior
quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso 1 que,
por exemplo, no ano de 2010 varreu menos óleo que o caso 2.
Figura 4-10 - Comparativo da mudança na viscosidade em função do tempo dos casos 1 e 2
Fonte: Do autor
Foi realizada a análise de pressão em função do tempo entre o caso 1 e caso
2. A pressão é outro parâmetro que tende a diminuir com o passar dos anos, isso se
dá porque inicialmente o reservatório está pressurizado, ou seja, está com uma
pressão alta e com a produção do óleo a pressão tende a cair. A Figura 4-11
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corresponde ao comparativo da pressão em função do tempo entre as melhores
configurações dos casos 1 e 2.
Figura 4-11 - Comparativo na mudança da pressão em função do tempo para os casos 1 e 2
Fonte: Do autor
Em ambos os casos a pressão que estava acima de 2000 kPa (290 psi) e
com o passar dos anos foi caindo até chegar, no ano 2020, a uma pressão de 900
kPa (130 psi) no caso 1 e 1400 kPa (203 psi) no caso 2, bem abaixo da pressão de
referência do reservatório que era 287 psi.
Por fim foi realizada a análise da temperatura em função do tempo entre o
caso 1 e caso 2, conforme mostrado na
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A Figura 4-12 mostrou que a injeção de vapor foi mais efetiva para o caso 2,
pois ela alcançou uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma
maior quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso
1. E ao final do projeto, o caso 1, aumentou bastante à temperatura na parte central,
em torno de 190°C, mas ao redor continuou com a temperatura de 38 °C, enquanto
no caso 2 uma pequena parte permaneceu com a temperatura inicial enquanto a
maioria do reservatório variou a temperatura de 150°C a 228°C.
. A análise da temperatura foi realizada para observar a influência que a
injeção de vapor tem no reservatório. A condição inicial do reservatório é de 38°C
(100,4°F).
A Figura 4-12 mostrou que a injeção de vapor foi mais efetiva para o caso 2,
pois ela alcançou uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma
maior quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso
1. E ao final do projeto, o caso 1, aumentou bastante à temperatura na parte central,
em torno de 190°C, mas ao redor continuou com a temperatura de 38 °C, enquanto
no caso 2 uma pequena parte permaneceu com a temperatura inicial enquanto a
maioria do reservatório variou a temperatura de 150°C a 228°C.
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Figura 4-12 - Comparativo na mudança da temperatura em função do tempo para os casos 1 e 2
Fonte: Do autor
Mesmo com a obtenção da melhor configuração entre todas as que foram
estudadas é necessário um estudo de viabilidade técnico-econômica e também
ambiental para assim ter como escolher a melhor alternativa, pois nem sempre bons
resultados com a utilização de altas vazões indicam lucro para uma empresa.
CAPÍTULO 5
CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
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5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
5.1 CONCLUSÕES
Nesta seção foram abordadas algumas conclusões com base nos resultados
obtidos neste trabalho e, além disso, algumas recomendações foram atribuídas
visando melhorar o projeto que podem ser analisadas em projetos futuros.
As conclusões deste projeto são:
- Para reservatórios com óleos pesados ou extrapesados, se faz necessário o uso
de um método térmico para ter um aumento na produção de óleo;
- Para o tempo do projeto, que são 20 anos, foi possível observar que a injeção de
vapor no reservatório teve uma resposta positiva, visto que o método térmico
contribuiu para a redução da viscosidade melhorando a recuperação do óleo
presente;
- Com o aumento da vazão de injeção houve um incremento na produção de óleo e
também um aumento no fator de recuperação;
- Com a utilização do método SAGD foi possível aumentar a produção do óleo
quando comparado a sua recuperação primária, mas a mudança feita para a
configuração com poços injetores verticais ficou acima dos resultados obtidos no
SAGD, se tornando assim a melhor opção;
- No que diz respeito à produção de água, inicialmente houve a influência do
aquífero, mas após uns anos a produção de água foi quase que completa causada
pela água gerada na injeção do vapor.
Conclui-se então que a configuração do caso 2 apresentou uma melhor
recuperação, mas não se pode garantir que essa configuração vai gerar lucros sem
fazer antes uma análise econômica, mas de forma técnica por apresentar valores de
produção de óleo maiores, essa configuração do caso 2, 9 injetores verticais e 2
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produtores horizontais, se mostrou mais eficiente quando comparada com todas as
outras configurações.
5.2 RECOMENDAÇÕES
Os resultados obtidos do projeto foram bastante satisfatórios, mas alguns
parâmetros devem ser aprofundados. Por isso foi aconselhado algumas
recomendações para trazer melhorias ao projeto.
- Antes de tudo é necessária uma análise técnico-econômica para atestar a
viabilidade do projeto;
- Fazer um estudo aumentando o tempo do projeto para 30 ou 40 para verificar a
depleção da produção;
- Para este projeto utilizou-se apenas a injeção de vapor, então é preciso fazer uma
análise utilizando a injeção alternada de vapor e solvente;
- Alterar as condições operacionais como, qualidade do vapor e temperatura do
vapor.
REFERÊNCIAS
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6. REFERÊNCIAS
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