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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 DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO DE CO2E ÁGUA EM

RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL

Ricardo de Castro Madruga Filho

Novembro de 2017

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.2

ii Ricardo de Castro Madruga Filho

Ricardo de Castro Madruga Filho

ANÁLISE DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 E 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.

Orientador (a): Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior

Novembro de 2017

NATAL, RN


iii Ricardo de Castro Madruga Filho

Orientadores: Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Dr. Tarcilio Viana Dutra

Junior

ANÁLISE DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 E ÁGUA EM

RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTIVAS DO PRÉ-SAL

Natal, 22 de Novembro de 2017

O aluno Ricardo de Castro Madruga Filhofoiconsiderado aprovadonoseu trabalho

de conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo.

Banca examinadora formada por:

__________________________________________

Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Orientadora - UFRN

__________________________________________

Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior

Orientador - UFRN

__________________________________________

Msc.MarceloPenninck Junior

Membro examinador – UFRN


iv Ricardo de Castro Madruga Filho

MADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Análise dos processos de injeção contínua de CO2 e

água em reservatórios com características do pré-sal. 2017. 56 f. TCC (Graduação) - Curso de

Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.

Orientadores:Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra

Junior

RESUMO

___________________________________________________________________________

A província do pré-sal é composta por grandes concentrações de óleo leve, de boa qualidade e

alto valor comercial, sendo um marco importante nas últimas décadas no Brasil e no mundo.

Existem várias técnicas de recuperação do reservatório. A injeção de água é um processo de

deslocamento do óleo, bastante utilizada na indústria do petróleo devido sua ampla

disponibilidade e baixo custo de operação. A injeção de CO2 pode ser considerada um método

miscível, esse processo elimina as tensões interfaciais dos fluidos. Neste trabalho foi feito a

análise dos processos de injeção de CO2 e água em reservatórios com características do pré-

sal, através da modelagem dos fluidos, simulação do reservatório, perfuração e completação

de diversas configurações de poços e uma análise comparativa entre os dois processos, pelo

método de simulação numérica no software da CMG, modulo WinProp, Builder, GEM e

Results Graphics e 3D. Buscando obter o melhor método de produção, de acordo com o fator

de recuperação, analisando as malhas, as vazões de injeção e os canhoneados. Essa pesquisa

contribuiu para mostrar que A utilização da produção primaria para o reservatório estudado

deu uma resposta de fator de recuperação de 14,11 %, com a aplicação da injeção de água

como um método de recuperação alcançou 57,77 %, enquanto que a injeção de CO2 atingiu

94,95 %. Outro fator fundamental é a reutilização de um composto causador de impactos

ambientais em um aliado, diminuindo o problema e incrementando a recuperação,

simultaneamente.

Palavras-Chave: Injeção de CO2. Injeção de água. Pré-sal. Simulação de reservatórios.

Recuperação avançada de petróleo. Recuperação especial de petróleo.


v Ricardo de Castro Madruga Filho

MADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Analysis of the processes of injecting CO2 and

water in reservoir with Brazilian pre salt characteristics. 2017. 56 pages. Final Project Paper –

Undergraduation on Petroleum Engineering, Universidade Federal do Rio Grande do Norte,

Natal, Brazil, 2017.

Advisor: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Prof. Dr. Tracilio Viana Dutra Junior

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The pre-salt field is composed of large concentrations of light oil, with good quality

and high commercial value, being an important historic mark in the last decades in Brazil and

in the world. There are several reservoir recovery techniques. Water injection is an oil

displacement process, widely used in the oil industry due to its wide availability and low

operating cost. CO2 injection could be considered a miscible method, this process eliminates

the interfacial tensions of the fluids. In this research the CO2 and water injection processes

were performed in reservoirs with pre-salt characteristics, through fluid modeling, reservoir

simulation, drilling and completion of several well configurations and a comparative analysis

between the two processes, by numerical simulation method in CMG software, WinProp,

Builder, GEM and Results Graphics and 3D. Seeking to obtain the best production method,

according to the recovery factor, analyzing the injections patterns, the injection rate and the

completion. This research contributed to show that the use of primary production to the

reservoir studied gave a recovery factor response of 14.11%, with the application of water

injection as a recovery method reached 57.77%, while the injection of miscible CO2 reached

94.95%. Another key factor is the reuse of a compound that causes environmental impacts on

an ally, reducing the problem and increasing recovery simultaneously.

Keywords: CO2 flooding. Water flooding. Brazilian pre salt. Resevoir simulation. Enhanced

oil recovery. Improved oil recovery.


vi Ricardo de Castro Madruga Filho

DEDICATÓRIA

Dedico esta, bem como as minhas demais conquistas, à minha mãe, Adriana Moura

Monteiro Madruga, por acreditar no meu potencial, pelos sacrifícios feitos, pelas orações

feitas e por sempre me incentivar a fazer além do que os demais fazem.

Agradecer aos meus pais e familiares por todo o apoio e incentivo dado ao longo de

toda minha vida.

À minha orientadora e amiga Jennys Lourdes Meneses Barillas por ter me apoiado,

tido paciência, me indicado os melhores caminhos a percorrer e ter transmitido conhecimento

e confiança para fazer deste trabalho o mais excelente possível.

Ao meu orientador e exemplo Tarcilio Viana Dutra Juniorpelas oportunidades de

acompanhar ele durante suas aulas e expandir meus conhecimentos.

Ao meu colega e grande amigo Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de Albuquerque

Neto por ter me acompanhado nos estudos, companheiro de trabalhos e projetos, ter sido um

dos grandes incentivos para meu espírito competitivo.

A todos os professores do curso de engenharia de petróleo da UFRN, em especial da

área de reservatórios, por saciarem minha sede de conhecimento, se mostrarem presentes para

as dúvidas, ter me passado o máximo de conhecimento possível e apresentado a beleza que é a

engenharia de petróleo e a engenharia de reservatórios.

Agradeço a todos que de forma direta ou indireta estiveram presentes e influenciaram

nesse período de 5 anos de aprendizado.

Dedico ao meu irmão, João Victor Moura Monteiro Madruga, para que se inspire,

obtenha sucesso na vida, acredite no seu potencial e sempre ultrapasse seus limites.


vii Ricardo de Castro Madruga Filho

AGRADECIMENTOS

Agradeço à Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pelo conhecimento e

oportunidades adquiridas.

Agradeço à Computer Modelling Group pela disponibilidade de seus softwares.

Agradeço ao LASIMPET pela estrutura tecnológica.

Agradeço ao DPET pelo apoio fornecido.


viii Ricardo de Castro Madruga Filho

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 1

2 ASPECTOS TEÓRICOS 2

2.1 PETRÓLEO 2

2.2 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO 2

2.3 RESERVATÓRIO 3

2.4 FORMAÇÃO DA CAMADA PRÉ-SAL 3

2.5 CARACTERÍSTICAS DOS RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL 4

2.6 MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO 5

2.6.1 Mecanismos de produção 7

2.6.2 Injeção contínua de água 7

2.6.3 Injeção miscível de CO2 8

3 MATERIAS E MÉTODOS 9

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS UTILIZADAS 9

3.1.1 WinProp 9

3.1.2 Builder 9

3.1.3 GEM 10

3.1.4 Results Graphs e 3D 10

3.2 MODELO DE FLUIDO 10

3.2.1 Propriedades dos fluidos e das rochas 12

3.3 INTERAÇÃO ROCHA FLUIDO 16

3.4 CARACTERÍSTICAS DO MODELO BASE DO RESERVATÓRIO 18

3.5 CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS DO MODELO BASE 23

3.6 METODOLOGIA PARA REALIZAÇÃO DO TRABALHO 24

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 26


ix Ricardo de Castro Madruga Filho

4.1 ESTUDO DO PROCESSO SEM INJEÇÃO DE FLUIDOS 26

4.1.1 Análise da pressão de fundo de poço do Modelo Base 26

4.2 ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA 30

4.2.1 Análise das malhas de produção 30

4.2.2 Influência da vazão de injeção de água na produção de óleo 37

4.2.3 Análise dos poços produtores direcionais 39

4.3 ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO2 44

4.3.1 Análise das malhas de produção 44

4.3.2 Influência da vazão de injeção de CO2 na produção de óleo 46

4.3.3 Análise dos poços produtores direcionais 48

4.4 COMPARATIVO ENTRE A INJEÇÃO DE CO2 E DE ÁGUA 50

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 52

5.1 CONCLUSÕES 52

5.2 RECOMENDAÇÕES 52

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 54


x Ricardo de Castro Madruga Filho

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1: Representação geológica do pré-sal. ..................................................................... 4

Figura 2-2: Localização geográfica da província. ................................................................... 5

Figura 2-3: Método de recuperação. ....................................................................................... 6

Figura 3-1: Curva de fator volume de formação e razão de solubilidade em função da pressão.

..................................................................................................................................... 13

Figura 3-2: Curva de densidade do óleo em função da pressão. ............................................ 14

Figura 3-3: Curva de viscosidade do óleo em função da pressão. .......................................... 15

Figura 3-4: Comparativo do envelope de fases. .................................................................... 16

Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa da água e do óleo em função da saturação de

água. ............................................................................................................................ 17

Figura 3-6: Curva de permeabilidade relativa do gás e do óleo em função da saturação de

liquido. ......................................................................................................................... 17

Figura 3-7: Diagrama ternário do fluido do reservatório. ...................................................... 18

Figura 3-8: Comparativo do Modelo Base e os dados fornecidos. ......................................... 20

Figura 3-9: Vista ik do Modelo Base. ................................................................................... 21

Figura 3-10: Vista 3D do Modelo Base. ............................................................................... 22

Figura 3-11: Poço vertical com canhoneio completo do intervalo. ........................................ 24

Figura 4-1: Exibição das pressões de fundo do poço produtores. .......................................... 27

Figura 4-2: Comparativo do Fator de Recuperação para as diferentes pressões de fundo do

poço. ............................................................................................................................ 28

Figura 4-3: Comparativo da capa de gás formada para as diferentes pressões. ...................... 29

Figura 4-4: Configurações das malhas de injeção de água. ................................................... 31

Figura 4-5: Comparativo do FR para as configurações de malhas. ........................................ 35

Figura 4-6: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha. .......................... 36

Figura 4-7: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de água. ...................... 37

Figura 4-8: Comparativo do Qo para as diferentes vazões de injeção de água. ...................... 38


xi Ricardo de Castro Madruga Filho

Figura 4-9: Mudanças dos poços produtores para a injeção de água. ..................................... 40

Figura 4-10: Comparativo do FR para as mudanças dos poços direcionais. ........................... 43

Figura 4-11: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores. ...... 44

Figura 4-12: Comparativo das configurações de malhas de injeção de CO2. ......................... 45

Figura 4-13: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha para injeção de

CO2. ............................................................................................................................. 46

Figura 4-14: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de CO2. .................... 47

Figura 4-15: Comparativo do FR para as mudanças do canhoneio para a injeção de CO2. ..... 49

Figura 4-16: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores. ...... 50

Figura 4-17: Comparativo do FR para a injeção de água e CO2. ........................................... 51


xii Ricardo de Castro Madruga Filho

LISTA DE TABELAS

Tabela 2-1: Classificação API do óleo. ................................................................................... 2

Tabela 2-2: Estimativa do FR para os diversos mecanismos de produção. .............................. 7

Tabela 3-1: Componentes do fluido presente no reservatório. ............................................... 11

Tabela 3-2: Agrupamento do fluido no reservatório.............................................................. 12

Tabela 3-3: Propriedades do reservatório.............................................................................. 19

Tabela 3-4: Configuração do refinamento do reservatório. ................................................... 19

Tabela 3-5: Parâmetros operacionais. ................................................................................... 23

Tabela 4-1: Relação entre BHP e o FR. ................................................................................ 30

Tabela 4-2: Configuração de malhas para a injeção de água. ................................................ 31

Tabela 4-3: Relação vazão de injeção de água e o FR. .......................................................... 39

Tabela 4-4: Descrição das mudanças dospoços produtores do modelo de injeção de água. ... 39

Tabela 4-5: Relação vazão de injeção de CO2 e FR. ............................................................. 48


xiii Ricardo de Castro Madruga Filho

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

API – American PetroleumInstitute

BHP – Bottom Hole Pressure

CMG – Computer Modelling Group Ltd.

CO2 – Dióxido de carbono

CO2inj – Dióxido de carbono injetado

cP - centipoise

C1 - Metano

C2 - Etano

C3 - Propano

C6 - Hexano

C7 - Heptano

C8 - Octano

C9 - Nonano

C10 - Decano

C11- Undecano

C12- Dodecano

C13- Tridecano

C14- Tetradecano

C15- Pentadecano

C16- Hexadecano

C17- Heptadecano

C18- Octadecano

C19- Nonadecano

C20+- Eicosano mais

FR – Fator de recuperação

i – direção do eixo x


xiv Ricardo de Castro Madruga Filho

iC4 – isobutano

iC5 – isopentano

ij – plano formado pelo eixo x e y

ik – plano formado pelo eixo x e z

j – direção do eixo y

k – direção do eixo z

kgf/cm2 – quilograma força por centímetro quadrado

km – quilometro

kPa – quilo pascal

krg – permeabilidade relativa ao gás

krog – permeabilidade relativa ao óleo e gás

krow – permeabilidade relativa ao óleo e água

krw – permeabilidade relativa a água

Mm3std/d – mil metros cúbicos padrões por dia

Mm3/d – mil metros cúbicos por dia

m - metro

mD -mili Darcy

m3std/d – metros cúbicos padrões por dia

m3std/m

3std - metros cúbicospadrões por metros cúbicos padrões

m3/d - metros cúbicos por dia

N2 – Nitrogênio

nC4 – normal butano

nC5 – normal pentano

P – pressão

pp – pontos percentuais

Psi – pound per squaredinch

Q – vazão

Qo – vazão de óleo

rb/stb – relative barrel per stock tank barrel

RGO – razãogás-óleo

scf/stb – standard cubic foot per stock tank barrel


xv Ricardo de Castro Madruga Filho

Sgas – gás saturation

Sl – saturação de líquido

Soil – oilsaturation

Sw – saturação de água

Swater – watersaturation

UFRN – Universidade Federal do Rio Grande do Norte

2D – duas dimensões

3D – três dimensões

oAPI – grau API

oC – grau Celsius

oF – grau Fahrenheit

% - porcentagem


1 Ricardo de Castro Madruga Filho

1 INTRODUÇÃO

A importância do petróleo na sociedade é extrema e fundamental, não apenas como

uma das principais fontes de energia, mas seus derivados são a matéria prima para inúmeros

bens de consumo.

A Petrobras conduziu as descobertas de um marco importante, o achado do pré-sal. O

reservatório do pré-sal apresenta grandes quantidades de óleo leve com elevado valor

comercial devido a sua ótima qualidade. A formação geológica do pré-sal está localizada

abaixo de uma extensa camada de sal, com características de grandes depressões onde são

acumuladas e retidas matéria orgânica, que através de processos termoquímicos se

transformam em hidrocarbonetos (PETROBRAS,2015a).

A engenharia de reservatórios é um estudo do comportamento dos processos de

produção de um reservatório de petróleo, usado para otimizar a produção, no aspecto

operacional e econômico.

As fontes de energia primária do reservatório são provenientes das circunstancias e

situações sofridas pela formação. A perda dessa energia é identificada pelodecréscimo da

pressão do reservatório, expansão dos fluidos e a indução do escoamento dos fluidos

(WALSH, 2007). O primeiro estimulo de produção origina do próprio reservatório com sua

energia natural, o segundo é proveniente da recuperação convencional e o terceiro resultante

da recuperação especial (THOMAS, 2004).

O presente trabalho foi realizado através dos softwares de simulação providos pelo

Computer Modelling Group Ltd.- CMG. O WinProp utilizado para a modelagem do fluido, o

Builder para a construção física do reservatório e parâmetros operacionais, o GEM para a

simulação dos dados e o Results Graphcs e 3D para os comparativos e analises dos resultados.

O presente trabalho tem como objetivo de realizar a modelagem dos fluidos do pré-sal,

simular o reservatório, perfurar e completar diversas configurações de poços e uma análise

comparativa entre os sistemas de injeção de CO2 e água. Buscando obter o melhor método de

produção, de acordo com o fator de recuperação, analisando as malhas, as vazões de injeção e

os canhoneados.



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Nesta seção são tratados conceitos utilizados no decorrer do trabalho de conclusão de

curso para explicar os fenômenos que acontecem.

2.1 PETRÓLEO

O petróleo é composto por centenas de misturas de compostos químicos orgânicos e

inorgânicos, conhecidos como hidrocarbonetos e contaminantes. O petróleo pode ser

encontrado no estado gasoso, liquido ou solido, algumas vezes mais de um estado pode estar

presente. Possui, em geral, características oleosas, viscosas, menos denso que a água, cheiro

forte, cor escura e inflamável (THOMAS, 2004).

2.2 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO

O oAPI, foi criado pela American Petroleum Institute para medir a densidade relativa

de óleos e derivados. Usado para classificação do petróleo bruto encaminhado a refinaria. De

acordo com a Tabela 2-1 percebe-se que com o aumento do grau API a densidade do óleo

decresce e o valor comercial é elevado (PETROLEUM.CO.UK, 2017).

Tabela 2-1: Classificação API do óleo.

Tipo do óleo oAPI

Leve >31

Mediano <31 e >22

Pesado <22 e >10

Extra pesado <10

Fonte: PETROLEUM.CO.UK, 2017.



2.3 RESERVATÓRIO

É a rocha a qual o petróleo migrado é acumulado. A rocha reservatório pode

apresentar qualquer origem, porém é necessário que ela possua espaços vazios, poros, e que

eles estejam conectados, permitindo o escoamento do óleo através deles, permeabilidade.

Todas as rochas sedimentares, arenitos e calcarenitos podem ser boas rochas reservatório,

folhelhos e alguns carbonatos também podem ser considerados, caso apresentem fraturas

(THOMAS, 2004).

2.4 FORMAÇÃO DA CAMADA PRÉ-SAL

A PETROBRAS, empresa exploradora e explotadora de petróleo brasileira, conduziu

as descobertas de um marco importante para as últimas décadas no Brasil e no mundo, o

achado do pré-sal. A província do pré-sal apresenta grandes quantidades de óleo leve com

elevado valor comercial devido a sua suprema qualidade. A formação geológica do pré-sal é

composta por rochas sedimentares formadas há milhões de anos, localizada abaixo de uma

extensa camada de sal, com características de grandes depressões onde são acumuladas e

retidas matéria orgânica, que através de processos termoquímicos se transformam em

hidrocarbonetos, exibido de acordo com a Figura 2-1 (PETROBRAS,2015a).



Figura 2-1: Representação geológica do pré-sal.

Fonte: PETROBRAS, 2016.

2.5 CARACTERÍSTICAS DOS RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL

Segundo Mello (2011), estudos iniciais estima-se que a província do pré-sal se estende

entre o Estado do Espírito Santo e Estado de Santa Catarina, com extensão de 800 km e

largura de 200 km, com profundidade entre 5 mil e 7,5 mil metros a partir da superfície do

mar. Sua reserva é estimada em 10 a 16 bilhões de barris, localizada na Bacia de Santos,

Bacia de Campos e Bacia do Espírito Santo, como mostra a Figura 2-2

(PETROBRAS...2012).



Figura 2-2: Localização geográfica da província.

Fonte: PETROBRAS, 2012.

Os reservatórios do Campo de Lula, localizado na porção central da Bacia de Santos,

são rochas carbonáticas de origem microbiana com capacidade de volumes recuperáveis

estimados entre 5 e 8 bilhões de barris, apresentando óleo leve de grau API entre 27 e 30,

pressões iniciais do reservatório de 56.878 kPa, temperatura inicial de 147,2 oF, com RGO de

220 a 240 m3std/m

3std, viscosidade do óleo de 1,14 cP e contendo CO2 em solução de 8 a 12%

(NAKANO et al., 2009).

De acordo com a PPSA (2014), o Campo de Libra é composto por reservatórios

carbonáticos com volumes recuperáveis de 8 a 12 bilhões de barris, submetido a alta pressão e

baixa temperatura, contendo um óleo de grau API de 27, com RGO superior a 400

m3std/m3std e conteúdo de CO2 de 44%.

2.6 MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO

As acumulações de petróleo possuem, inicialmente, certa quantidade de energia

determinada pelo volume, natureza do fluido presente, pressão e temperatura predominantes

no reservatório, denominada de energia primária (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). As

fontes básicas de energia primária do reservatório são provenientes da energia de compressão



da água, rocha, óleo e do gás, e da energia gravitacional causada pela segregação de óleo e

gás. A perda dessa energia é identificada pelo declínio na pressão do reservatório, expansão

dos fluidos e a indução do escoamento dos fluidos, que resultarão na produção (WALSH,

2007).

De acordo com Rosa, Carvalho e Xavier (2006) existem dois caminhos a serem

seguidos para minimizar os efeitos negativos da dissipação da energia primária do

reservatório:

Suplementá-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através da injeção

de certos fluidos em poços selecionados e/ou;

Reduzir as resistências viscosas e capilares por meio de métodos especiais.

Segundo Thomas (2004) o primeiro esforço de recuperação origina do próprio

reservatório com sua energia natural, o segundo é proveniente da recuperação secundaria ou

convencional, e o ultimo resultante da recuperação terciária ou especial, como demonstrado

na Figura 2-3.

Figura 2-3: Método de recuperação.

Fonte: GUEDES JÚNIOR, 2016.

Injeção de vapor

Combustão in-situ

SAGD

Injeção de CO2

Injeção de N2

Injeção de solvente

Injeção de polímeros

Injeção de sufactantes

Microbiológicos

Estimulação sísmica



2.6.1 Mecanismos de produção

O reservatório inicialmente dispõe de certa energia natural resultante de todas as

circunstâncias e situações geológicas que a formação passou. O óleo flui dos poros devido à

descompressão, causada pela expansão do fluido, e ao deslocamento de outro fluido, que

invade o espaço do petróleo. O mecanismo de gás em solução são moléculas de gás presentes

no óleo, que ao decorrer da descompressão do fluido se expande. O mecanismo de capa de

gás consiste em um volume de gás separado da fase óleo, que compensará a descompressão

do fluido pela alta compressibilidade do gás. O mecanismo de influxo de água é a invasão da

água de um aqüífero no reservatório deslocando o óleo antes presente. O mecanismo

combinado é a mistura de 2 ou mais mecanismos de produção. Na Tabela 2-2 apresenta uma

estimativa dos fatores de recuperação para cada mecanismo (THOMAS, 2004).

Tabela 2-2: Estimativa do FR para os diversos mecanismos de produção.

Mecanismo de produção Fator de recuperação estimado (%)

Gás em solução <20

Capa de gás >20 e <30

Influxo de água >30 e <40

Combinado Impossível determinar

Fonte: THOMAS, 2004.

2.6.2 Injeção contínua de água

A injeção de água tem excessiva utilização na indústria do petróleo por ter resultados

bastante eficientes de reposição da energia inicial do reservatório que, vai sendo dissipada de

acordo com os fluidos que vai sendo produzindo, sendo de fundamental importância a sua

reposição para obter maiores volumes recuperáveis. As principais razões para esse ser o

método mais utilizado são a disponibilidade abundante do fluido injetado, a água, o baixo

custo de operação, em relação às demais métodos, e por ser um método bastante utilizado e



antigo e ter bom conhecimento da tecnologia e especialistas (CORRÊA, 2006 apud PREDA et

al., 2008).

2.6.3 Injeção miscível de CO2

A injeção de CO2, gás natural e de nitrogênio podem ser considerados um método

miscível por tratar-se de processos em que será reduzido ou eliminar as tensões interfaciais,

como o fluido do reservatório e o fluido injetado são misturáveis, eles não apresentam nem

interfaces nem tensões interfaciais (THOMAS, 2001).

O inchamento do óleo no reservatório é resultado da injeção e solubilização do fluido

miscível, assumindo que o volume poroso é constante, o aumento do volume de fluido da

formação produz um aumento da pressão e uma produção maior (SILVA FILHO, 2016).

O CO2 injetado, geralmente, não se dissolve totalmente no primeiro contato,

necessitando de vários contatos, formando um novo fluido composto pelo CO2 e componentes

do óleo. Esse processo ocorre para que haja uma completa dissolução do fluido injetado no

petróleo (MATHIASSEN, 2003).



3 MATERIAS E MÉTODOS

Neste trabalho foram usadas ferramentas computacionais para simular o

comportamento do reservatório, do fluido, dos parâmetros operacionais, dos dados pós-

processamento e implementar o método de recuperação.

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS UTILIZADAS

Para a produção deste trabalho foi utilizado o simulador computacional da Computer

ModellingGroupLtd. - CMG, através de cinco módulos, todos na versão 2013, o WinProp,

Builder, GEM, ResultsGraphs e Results 3D.

3.1.1 WinProp

O módulo utilizado para a elaboração do modelo de fluido do reservatório. Ele

manipula através de equações de estado para assegurar a analogia dos dados provenientes do

laboratório com os dados do modelo matemático, sendo capaz de fazer previsões de

comportamento de fluido em situações diversas. A ferramenta pode realizar a caracterização

dos fluidos, agrupamento de componentes, ajuste de dados laboratoriais por regressão,

simulação de processos de múltiplo contato e construção de diagrama de fases(COMPUTER

MODELLING GROUP LTD, 2015e).

3.1.2 Builder

A ferramenta utilizada para a construção do modelo físico do reservatório, responsável

pela geração do arquivo .dat que contém o design do reservatório juntamente com o modelo

de fluido proveniente da ferramenta WinProp. A ferramenta proporciona gerenciar

propriedades físicas das rochas, como permeabilidade vertical e horizontal, porosidade, além



de parâmetros operacionais, como pressão de injeção e produção, vazão de produção e injeção

(COMPUTER MODELLING GROUP LTD,2015a).

3.1.3 GEM

O simulador GEM utiliza equações de estado geral para modelar o fluxo trifásico e

multicomponente inserido pelo arquivo .dat. É uma ferramenta eficiente e de ampla

utilização, podendo ser usado para reproduzir testes de laboratório ou campos de petróleo.

Qualificado para simular condições fisioquímicas do reservatório e seus componentes, ele

simula processos miscíveis e imiscíveis, além de qualquer tipo de reservatório(COMPUTER

MODELLING GROUP LTD, 2015b).

3.1.4 Results Graphs e 3D

Módulo aplicado na interpretação e no pós-processamento dos dados gerado pelas

ferramentas de simulação IMEX, STARS e GEM. Nele é possível analisar parâmetros

operacionais, de reservatório e dos fluidos em gráficos 2D e em modelagem 3D, como o fator

de recuperação, vazão de produção, saturação de óleo e temperatura no

reservatório(COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2015c; COMPUTER MODELLING

GROUP LTD, 2015d).

3.2 MODELO DE FLUIDO

Foram adicionados dados de um fluido característico de um óleo leve encontrado no

pré-sal. O módulo WinProp foi utilizado para a montagem do modelo de fluido. Os

componentes presentes no reservatório estudado estão expressos na Tabela 3-1, assim como

sua fração molar.



Tabela 3-1: Componentes do fluido presente no reservatório.

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



Para diminuir os esforços computacionais e acelerar as simulações, os componentes do

fluido foram agrupados em pseudocomponentes através da ferramenta WinProp. A

composição dos pseudocomponentes do fluido do reservatório pode ser observada na Tabela

3-2, junto com suas composições molares.

Tabela 3-2: Agrupamento do fluido no reservatório.

Pseudocomponente Composição molar

CO2 0,082

N2 e C1 0,514

C2 e C3 0,118

iC4 – nC5 0,041

C6 – C9 0,065

C10 – C19 0,102

C20+ 0,076

Fonte: Autoria própria.

3.2.1 Propriedades dos fluidos e das rochas

Os ajustes relacionados à propriedade dos fluidos como fator volume de formação,

razão de solubilidade,densidade eviscosidade. A Figura 3-1 representa os pontos

experimentais da razão gás/óleo e o fator volume de formação, pontos verde e pontos

vermelho, com a linha de tendência simulada, linha verde e linha vermelha, pode-se perceber

que os resultados simulados se aproximam aos dados experimentais.



Figura 3-1: Curva de fator volume de formação e razão de solubilidade em função da

pressão.


A Figura 3-2 mostra a tendência dos pontos experimentais da densidade do

óleo e a tendência simulada, nota-se que para pressões acima do ponto de bolha, 5.598 psi, a

simulação apresenta um leve desvio dos resultados experimentais.

Raz

ão d

e so

lubil

idad

e

Fato

r volu

me d

e form

ação

Pressão



Figura 3-2: Curva de densidade do óleo em função da pressão.


A Figura 3-3 mostra os pontos experimentais e tendência simulada da

viscosidade do óleo, pode-se observar que os resultados simulados são idênticos aos

resultados experimentais.

Den

sidad

e do ó

leo

Pressão



Figura 3-3: Curva de viscosidade do óleo em função da pressão.


Para a validação do agrupamento da composição em pseudocomponentes é

necessária a validação dos dados e ambos terem os comportamentos semelhantes. Na

Figura 3-4 pode-se ver que o agrupamento corresponde a uma boa aproximação ao

comportamento dos componentes do fluido do reservatório.

Pressão

Vis

cosi

dad

e do ó

leo



Figura 3-4: Comparativo do envelope de fases.


3.3 INTERAÇÃO ROCHA FLUIDO

As interações entre a rocha-fluido são expressas pelas curvas de permeabilidades

relativas da água e do óleo, demonstrado na Figura 3-5, pelas curvas de permeabilidades

relativas do gás e do óleo, exibido na Figura 3-6 e o diagrama ternário da permeabilidade,

mostrado na Figura 3-7.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Pre

ssão

(p

sia)

Temperatura (deg F)

Two phase Envelope

Multicomponentes

Agrupamento



Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa da água e do óleo em função da

saturação de água.

Figura 3-6: Curva de permeabilidade relativa do gás e do óleo em função da saturação

de liquido.

Per

mea

bil

idad

e re

lati

va

Saturação de água

Saturação de liquido

Per

mea

bil

idad

e re

lati

va



Figura 3-7: Diagrama ternário da permabilidade do reservatório.


3.4 CARACTERÍSTICAS DO MODELO BASE DO RESERVATÓRIO

Neste trabalho, foi atribuído um reservatório do tipo anticlinal com o seu topo em uma

profundidade de 5.310 m, com pressão inicia de 61.356 kPa e temperatura inicial de 93,89 oC.

As propriedades de permeabilidade vertical e horizontal, porosidade e compressibilidade são

representadas na Tabela 3-3.



Tabela 3-3: Propriedades do reservatório.

Propriedade Valor

Permeabilidade horizontal (mD) 375

Permeabilidade vertical (mD) 37,5

Porosidade @61356 kPa 0,10

Compressibilidade da rocha @29995 kPa

(kPa-1)

1,304*10-8

O volume do reservatório foi dividido em seções, na direção i com 32 blocos de 50 m,

concluindo um comprimento de 1600 m, na direção j com 20 blocos de 75 m, concluindo uma

largura de 1500 m e na direção k com 15 blocos de 5,2 m e 1 bloco de 50 m, concluindo uma

profundidade de 128 m, demonstrados na Tabela 3-4.

Tabela 3-4: Configuração do refinamento do reservatório.

Blocos Quantidade Total (m)

I 32 1600

J 20 1500

k 16 128


Após o refinamento a configuração dos blocos escolhidas foi moldada às curvas de

nível do reservatório, a Figura 3-8 mostra os dados fornecidos para a construção do

reservatório e o modelo do reservatório construído no Builder.



Figura 3-8: Comparativo do Modelo Base e os dados fornecidos.




A Figura 3-9 mostra o plano das direções x e z, com as profundidades de cada camada.

Figura 3-9: Vista ik do Modelo Base.


Na Figura 3-10 observa-se a característica anticlinal do reservatório.



Figura 3-10: Vista 3D do Modelo Base.




3.5 CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS DO MODELO BASE

Para definir os parâmetros operacionais do modelo base é necessário saber as

configurações e o sistema que estará sendo utilizado. Neste trabalho foi utilizado um sistema

de injeção de água e de CO2, além de configurações de poços direcionais e poços verticais. A

Tabela 3-5 expressa os valores adotados para os parâmetros operacionais.

Tabela 3-5: Parâmetros operacionais.

Parâmetro Valor

Pressão mínima de fundo nos poços produtores (kPa) 38.597

Vazão máxima por poço de produção de líquido (m3std/d) 4.000

Pressão máxima de fundo nos poços injetores (kPa) 122.713

Vazão máxima total de injeção de CO2 (Mm3std/d) 1.000

Vazão máxima total de injeção de água (m3std/d) 1.700


Após a importação do fluido para o módulo do Builder, foi perfurado um poço

produtor no centro do reservatório, coordenadas i 16 e j 11 k 1, e com uma completação que

se estende pela a espessura inteira do reservatório para estudo do comportamento dos fluidos

do reservatório, exibido na Figura 3-11.



Figura 3-11: Poço vertical com canhoneio completo do intervalo.


3.6 METODOLOGIA PARA REALIZAÇÃO DO TRABALHO

O trabalho foi iniciado com a modelagem do fluido de um óleo leve, típico do pré-sal,

no módulo WinProp foi adicionada as características composicional e dados de laboratório de

uma analise PVT.

Foi modelado o reservatório típico do pré-sal, no módulo Builder foram adicionados

dados inerentes as características das rochas reservatório, tais como porosidade,

permeabilidades, profundidades e entre outras.

No mesmo módulo, Builder, é determinado as vazões máximas, pressões máximas e

como o sistema de poços estão distribuídos ao redor do reservatório, a malha. As pressões no

fundo do poço produtor foram mudadas, para identificar uma pressão ótima de operação.

Neste trabalho utilizou-se uma malha five-spot, duas malhas five-spot, uma malha seven-spot,

duas malhas seven-spot, 4 poços direcionais e 6 poços direcionais. Além da variação da vazão



de injeção de CO2 de 0, 100, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 900 e 1000 Mm3std/d e a variação

da vazão de injeção de água de 0, 200, 400, 600, 800, 1000, 1200, 1500 e 1700 m3std/d.

Após o estudo das variações das malhas e das vazões de injeção de fluido, foi

realizada a mudança das completações, continuando no módulo do Builder. As analises foram

feitas de acordo com as simulações e a interpretação dos resultados no Results Graphs e 3D

do fator de recuperação, volume de CO2inj, densidade do óleo e entre outros.

Por fim é analisado as mudanças das completações e o comparativo entre os modelos

de injeção de CO2 e de injeção de água, através do módulo do Results Graphs pela

propriedade do fator de recuperação.



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

São apresentados, neste capítulo, os produtos das simulações e as discussões em torno

do mesmo, utilizando os resultados obtidos para possibilidade de ser implementada em escala

de campo.

4.1 ESTUDO DO PROCESSO SEM INJEÇÃO DE FLUIDOS

O estudo do processo de recuperação primária, fonte de energia inicial do reservatório,

é importante para poder interpretar

4.1.1 Análise da pressão de fundo de poço do Modelo Base

Analisando com o modelo de produção primária, com a energia proveniente do

reservatório, foram realizadas sete simulações de produção. O objetivo é entender o

comportamento do reservatório.

Foram escolhidas seis pressões distintas de fundo de poço para a simulação. As

primeiras quatro situações possuem as pressões abaixo da pressão de bolha, ou seja, estando

em uma condição em que o reservatório está saturado, apresentando ambas fases, gás e óleo,

13.788 kPa, 27.576 kPa, 31.023 kPa e 34.470 kPa, respectivamente. A quinta pressão

escolhida foi a pressão de bolha, na iminência de haver presença de gás, 38.592 kPa. A sexta

pressão de fundo de poço foi uma pressão acima da pressão de bolha, ou seja, uma condição

subsaturada, onde apresenta apenas a fase óleo, 44.811kPa.

As pressões determinadas são mantidas, mostradas na Figura 4-1, porém no início da

produção apresenta um declínio na pressão e um reajuste rápido, pois o simulador interpreta

que a pressão de produção está abaixo do pré-determinado e reajusta automaticamente para os

valores limites.



Figura 4-1: Exibição das pressões de fundo dos poços produtores.


A Figura 4-2 mostra a resposta do fator de recuperação do óleo para as mudanças da

pressão de fundo do poço produtor.



Figura 4-2: Comparativo do Fator de Recuperação para as diferentes pressões de

fundo do poço.


Pode-se determinar que quando se utiliza a produção primária a queda de pressão no

reservatório é acentuada e acontece em um intervalo de tempo curto, levando em

consideração o tempo de vida estipulado pelo estudo de 40 anos. Em aproximadamente um 1

ano a pressão do reservatório e a pressão de fundo do poço idênticas, o que implica de acordo

com a equação de Darcy, onde a vazão é diretamente proporcional ao diferencial de pressão.

Esses resultados são devido à mudança do mecanismo de produção atuando no

reservatório, pode-se observar que ambos apresentam o mecanismo de gás em solução, porem

para as pressões abaixo da pressão de bolha existe o processo de acumulação de gás no topo

da formação, fazendo um novo mecanismo atuar, o mecanismo de segregação gravitacional.

A liberação do gás encontrado em solução dentro do óleo contribui no FR pelo fato do gás ter

uma compressibilidade bastante superior ao óleo, que tem direta relação com o tamanho da

capa de gás que é formada no reservatório, como se observa na Figura 4-3.

(%)



Figura 4-3: Comparativo da capa de gás formada para as diferentes pressões.


Na Tabela 4-1 pode ser observada o fator de recuperação para 2 e 40 anos de produção

do reservatório. Com os resultados de 2 e 40 anos e a comparação de ambas, pode ser

percebido que o reservatório já está praticamente no seu limite e o acréscimo do fator de

recuperação para os 38 anos é mínimo.

P 13.788 kPa P 27.576 kPa

P 31.023 kPa P 34.470 kPa

P 38.592 kPa P 44.811 kPa



Tabela 4-1: Relação entre BHP e o FR.

Pressão (kPa) Fator de Recuperação (%)

2 anos

Fator de Recuperação (%)

40 anos

13788 14.10 14,11

27576 7.75 7,76

31023 5.80 5,81

3447 4.18 4,20

38592 2.88 2,88

44811 2.02 2,02


4.2 ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA

O sistema de injeção de água foi modelado conforme o modelo base e as

características do reservatório típico do pré-sal, as devidas alterações foram feitas para existir

uma coerência do sistema de injeção utilizado e o modelo de simulação adotado.

4.2.1 Análise das malhas de produção

Neste trabalho foi analisada 6 configurações de malhas, com alterações nas

quantidades de poços, distribuição, sistema de injeção e direção das perfurações, onde foram

analisadas configurações com no mínimo 5 poços e no máximo 12, mostradas na Tabela 4-2.



Tabela 4-2: Configuração de malhas para a injeção de água.

Configuração Descrição Poços Produtores Poços Injetores

1 Uma malha five-spot invertida 4 1

2 Duas malhas five –spot invertidas 6 2

3 Uma malha seven-spot invertida 6 1

4 Duas malhas seven-spot invertidas 10 2

5 Oito poços direcionais

(injetores na camada inferior)

4 4

6 Doze poços direcionais

(injetores na camada inferior)

6 6


As vistas 2D das configurações analisadas são mostradas na Figura 4-4.

Figura 4-4: Configurações das malhas de injeção de água.

1



2

3



4

5




Parâmetros operacionais foram mantidos nas mudanças das configurações para poder

ter um comparativo fiel, a vazão de injeção totalda malha de 1.000m3std/d, o BHP de 38.597

kPa e a vazão total de liquido de 4.000 m3std/d. Foi escolhida a pressão de saturação para que a

presença do gás não interferisse com o fluido injetado. Os modelos tiveram um tempo de

projetode 40 anos, e o fator principal para a análise foi o FR.

A Figura 4-5 mostra um comparativo das diferentes configurações e seus respectivos

Fatores de Recuperação.

6



Figura 4-5: Comparativo do FR para as configurações de malhas.


A configuração 4 possui um baixo desempenho, pelo fato do sistema não apresentar

bom varrido pelas distâncias dos poços.As configurações 1 e 2, possuem comportamentos e

volume de óleo recuperado semelhantes por se tratarem de configurações similares. As

configurações 3 e 4, possuem um comportamento parecidos, porem o espaçamento e a

distribuição dos poçosda configuração 4 causam uma diferença no FR. Já as configurações 5 e

6 apresentam um maior fator de recuperação pelo fato da área aberta ao fluxo ser maior e o

tempo da chegado do fluido injetado ser superior. De acordo com os resultados obtidos foi

identificado a melhor escolha sendo a configuração 5, malha composta por 8 poços

direcionais, para continuar os estudos, pois este modelo representa a maior recuperação de

óleo do reservatório, FR de 57,17 %, dentre as demais.

(%)



Figura 4-6: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha.


É possível observar na Figura 4-6, que todas as configurações possuem um

comportamento idênticos até o ano de 2005, pois nenhumas dos sistemas tinham chegado no

breakthrough. A chegada do fluido injetado é representada pelo decréscimo brusco da vazão

de óleo, pois o petróleo que estava sendo produzido sozinho está sendo produzido em

conjunto com a água. É notório que para as configurações 4, a chegada do fluido é rápida pelo

fato de se tratar de poços produtores verticais próximos dos poços injetores. As configurações

5 e 6, tratam-se de poços direcionais que demonstram um tempo de breakthrough maiores que

as demais configurações.



4.2.2 Influência da vazão de injeção de água na produção de óleo

As mudanças nas vazões foram realizadas com um passo de 200 m3std/d até ser

atingido o limite, onde o acréscimo de volume injetado não tem alteração significativa no FR,

utilizando a configuração de malha 5, mostrado na Figura 4-7.

Figura 4-7: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de água.


A adição da quantidade de fluido que é injetada no reservatório, como técnica de

deslocamento, tem uma resposta crescente no Fator de Recuperação, porém esse acréscimo

possui um limite.

(%)



Figura 4-8: Comparativo do Qo para as diferentes vazões de injeção de água.


É possível visualizar que a produção primária do reservatório não é satisfatória, pois

não consegue recuperar quantidades significativas do óleo. A Figura 4-8 mostra as vazões de

óleo para as diferentes vazões de injeção, observando as quedas de vazões e o tempo do

breakthrough. Injetando de 200 a 600 m3std/d, percebe-se que a inclinação da curva se mantém

constante, representando que ainda não houve a chegada do fluido injetado aos poços

produtores. Para vazões de injeção maiores que 800 m3std/d, os valores de FR são

semelhantes, indicando que o sistema de injeção está próximo do limite, a diferença

predominante entre as 5 últimas configurações é que eles atingem em tempos diferentes o

limite produtivo, quanto maior a vazão mais rápido atinge o limite produtivo da configuração.

De acordo com os resultados obtidos, demonstrados na Tabela 4-3, foi escolhido a

vazão de injeção de 1.200 m3std/d, para continuar os estudos, pois este modelo corresponde a

recuperação de óleo do reservatório de 57,43%.



Tabela 4-3: Relação vazão de injeção de água e o FR.

Vazão de injeção de água (m3std/d) Fator de Recuperação (%)

40 anos

0 2,88

200 17,78

400 32,62

600 47,33

800 56,20

1000 57,16

1200 57,43

1500 57,54

1700 57,60


4.2.3 Análise dos poços produtores direcionais

Foi realizada uma análise da direção e da completação dos poços direcionais para a

configuração 5, utilizando uma vazão de injeção de água de 1.200 m3std/d. As descrições das

mudanças estão descritas na Tabela 4-4.

Tabela 4-4: Descrição das mudanças dos poços produtores do modelo de injeção de

água.

Configuração Descrição da mudança

1 Nenhuma alteração.

2 Redução do comprimento da completação.

3 Rotação 45º no sentido horário do plano ij.

4 Rotação 45º no sentido horário do plano ij e redução do

comprimento da completação.




A Figura 4-9 mostra uma vista ij das alterações de direção e completaçãofeitas nos

poços produtores da configuração 5.

Figura 4-9: Mudanças dos poços produtores para a injeção de água.

1



2

3




As mudanças podem trazerresultados interessantes, pois com o retardo do fluido

injetado teremos o atraso dos fingers, caminhos preferenciais que o fluido injetado percorre

uma maior parte do reservatório varrido e uma economia no tratamento do fluido injetado que

é produzido. Na Figura 4-10 mostra o comportamento do FR para as mudanças dos poços

direcionais.

4



Figura 4-10: Comparativo do FR para as mudanças dospoços direcionais.


Observado o gráfico, pode-se determinar que a mudança no canhoneio não tem uma

influência grande no fator de recuperação final, diferença de 0,31% entre as configurações 1 e

4. Na Figura 4-11é possível identificar o atraso do breakthrogh, explicando assim o aumento

do FR.

(%)



Figura 4-11: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços

produtores.


4.3 ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO2

Igualmente ao sistema de injeção de água, o modelo de injeção de CO2 foi preparado

conforme o modelo base e as devidas alterações foram feitas para não haver diferenças entre o

sistema de injeção de gás utilizado e o modelo de simulação adotado.

4.3.1 Análise das malhas de produção

Foi realizado a análise 6 tipos de malhas, com alterações nas quantidades de

poços,direção das perfurações, distribuição e sistema de injeção, onde foram analisadas

esquemas com no máximo 12 poços e no mínimo 5. As configurações são as mesmas

configurações adotadas na análise das malhas de produção para a injeção de água.



A vazão de injeção de CO2 foi mantida constante em 500 Mm3std/d para poder obter

um comparativo fiel. Os modelos tiveram um tempo de produção de 40 anos, e o fator

principal para a análise foi o FR. Na Figura 4-12 mostra um comparativo das diferentes

configurações e seus respectivos Fatores de Recuperação.

Figura 4-12: Comparativo das configurações de malhas de injeção de CO2.


Como vista na análise das malhas para a injeção de água, temos os mesmos

comportamentos em relação às configurações com poços verticais e com poços direcionais.

Observa-se, na Figura 4-13, que os poços direcionais possuem um tempo de

breakthrough maiores que as configurações com poços verticais. É notório que no final dos

40 anos as configurações ainda apresentam um declínio na produção, representa que o

reservatório ainda teria condições de suporta a produção por mais tempo.

(%)



Figura 4-13: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha para

injeção de CO2.


De acordo com os resultados obtidos foi escolhido a configuração 5, malha constituída

por 8 poços direcionais, para continuar os estudos, pois este modelo representa a maior

recuperação de óleo do reservatório, FR de 72,28 %, dentre as demais.

4.3.2 Influência da vazão de injeção de CO2 na produção de óleo

O aumento na vazão de injeção de fluido no reservatório, como técnica de

deslocamento miscível, tem uma resposta crescente no Fator de Recuperação, porém esse

acréscimo possui um limite. As mudanças nas vazões foram feitas com um passo de 100

Mm3std/d até ser atingido esse limite, onde o acréscimo de volume injetado não tem alteração

significativa no FR, mostrado na Figura 4-14.



Figura 4-14: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de CO2.


É possível visualizar que a produção primaria possui uma resposta inferior as demais.

Injetando um fluido miscível é possível observar o comportamento bem diferente da injeção

de água, onde podemos perceber, de acordo com a inclinação suave da curva, que a chegada

do fluido injetado não causa tanta perturbação para a produção. De acordo com os resultados,

mostrados na Tabela 4-5, foi escolhido à vazão de injeção de 900 Mm3std/d, para continuar os

estudos, pois este modelo corresponde a recuperação de óleo do reservatório de 93,43%.

(%)



Tabela 4-5: Relação vazão de injeção de CO2 e FR.

Vazão de injeção de CO2 (Mm3std/d) Fator de Recuperação (%)

40 anos

0 2,88

100 17,83

200 32,78

300 47,40

400 60,92

500 72,28

600 81,06

700 87,11

800 91,17

900 93,43

1000 93,58


4.3.3 Análise dos poços produtores direcionais

Foi realizada uma análise da direção e da completação dos poços direcionais para a

configuração 5, utilizando uma vazão de injeção de 900 Mm3std/d. As mudanças das

configurações são as mesmas mudanças adotadas na análise das malhas de produção para a

injeção de água.

As mudanças podem trazer resultados interessantes, pois com o atraso da produção do

fluido injetado teremos o atraso dos fingers, caminhos preferenciais que o fluido injetado

percorre uma maior parte do reservatório varrido e uma economia no tratamento do fluido

injetado que é produzido. Na Figura 4-15mostra o comportamento do FR para as mudanças

do canhoneio.



Figura 4-15: Comparativo do FR para as mudanças do canhoneio para a injeção de

CO2.


Observado o gráfico, pode-se determinar que a mudança na direção e completação não

tem muita influência no fator de recuperação final, apenas um acréscimo de 1,52 pp entre as

configurações 1 e 4.

(%)



Figura 4-16: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços

produtores.


Observa-se que para as configurações 2 e 4, onde os poços produtores são horizontais

em uma profundidade de 5.310 m, apresentam o mesmo comportamento e valores

aproximadamente idênticos apesar da mudança de direção. Já nas configurações 1 e 3 é

evidente a influência da direção do poço.

4.4 COMPARATIVO ENTRE A INJEÇÃO DE CO2 E DE ÁGUA

Levando em consideração que as plataformas de produção do pré-sal são marítimas,

que para injeção de fluido é necessário estocá-lo, ter uma planta de tratamento do mesmo e

que os poços presentes do pré-sal apresentam produção de CO2. Com todos os processos e

mudanças na simulação, foi possível obter a melhor forma de produção de acordo com os dois

sistemas estudados, injeção de CO2 e injeção de água. A configuração da injeção de água



consiste em uma malha com 8 poços direcionais, com vazão de injeção de 1.200 m3std/d e com

poços produtores rotacionados em 45º no sentido horário do plano ij e a redução do

comprimento da completação, isso resultou em um FR de 57,77 %. O sistema de injeção de

CO2 adotando uma malha composta por 4 poços injetores e 4 poços produtores direcionais,

com vazão de injeção de 900 Mm3std/d e com poços produtores rotacionados em 45º no

sentido horário do plano ij e a redução do comprimento da completação, resultando em um

fator de recuperação de 94,95 %.

Figura 4-17: Comparativo do FR para a injeção de água e CO2.


Na Figura 4-17 mostra os resultados da configuração de injeção de água e a

configuração da injeção de CO2, pode-se assumir que a injeção de CO2 é mais eficaz para ser

implementada no reservatório estudado apresentando um acréscimo do fator de recuperação

de 37,18 %.

(%)



5 CONCLUSÕESE RECOMENDAÇÕES

5.1 CONCLUSÕES

Esta pesquisa contribui para mostrar que utilizando a produção primária é

recomendada uma menor pressão de fundo do poço, pois o aumento da diferença de pressão e

o surgimento da capa de gás contribui para o FR.

Com as diferentes configurações de poços, têm-se diferentes áreas abertas ao fluxo,

com isso identifica-se maiores recuperações de óleo em poços direcionais onde sua área de

contato com o reservatório se prolongam por toda a extensão da formação ao invés de

comente a espessura.

O aumento da vazão de injeção implica diretamente no aumento do fator de

recuperação, pelo fato de estar depositando energia no reservatório através da massa e em

casos de fluidos miscíveis a diminuição da viscosidade, densidade e das tensões interfaciais.

As disposições das perfurações e completações estudados são operações simples e

facilitadoras, geram um acréscimo no óleo recuperado pelo fato do atraso da produção de

fluido injetado, a turbulência do contato dos dois fluidos e dos caminhos preferenciais.

A utilização da produção primaria para o reservatório estudado deu uma resposta de

fator de recuperação de 14,11 %, com a aplicação da injeção de água como um método de

recuperação alcançou 57,77 %, enquanto que a injeção de CO2 atingiu 94,95 %. Outro fator

fundamental é a reutilização de um composto causador de impactos ambientais em um aliado,

diminuindo o problema e incrementando a recuperação, simultaneamente.

5.2 RECOMENDAÇÕES

Recomenda-se um estudo de viabilidade econômica dos modelos simulados, para

decisões estratégicas na engenharia de reservatório em plataformas offshore.

Indica-se uma análise variando as pressões de produção e injeção aplicada para as

configurações de injeção de água e CO2.

Estudo de critérios econômicos da utilização do sistema de injeção de água e CO2 em

ambiente offshore.



Devido a uma complexidade demonstrada nos reservatórios, aconselha-se a realização

de uma simulação com um refinamento maior.



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