ESTUDO DA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR APLICADA EM ... · Anderson Cesar Tiburcio Coelho – Engenharia de Petróleo – UFRN Novembro/2016.2 VI COELHO, Anderson Cesar Tiburcio –

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR APLICADA

EM RESERVATÓRIO DE ÓLEO EXTRA-PESADO DO

NORDESTE BRASILEIRO

Anderson Cesar Tiburcio Coelho

Orientadora: Profa. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Novembro de 2016

Anderson Cesar Tiburcio Coelho – Engenharia de Petróleo – UFRN Novembro/2016.2

II

ANDERSON CESAR TIBURCIO COELHO

ESTUDO DA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR APLICADA EM RESERVATÓRIO

DE ÓLEO EXTRA-PESADO DO NORDESTE BRASILEIRO

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de graduação de

Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do

Norte como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de

bacharel em Engenharia de Petróleo.


NATAL – RN

NOVEMBRO/ 2016


III


IV

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais que,

sob seus modos, me apoiaram e me deram

todo o sustento e ensinamento necessários e

às pessoas que, de alguma forma, em toda

minha trajetória, possibilitaram que isto

fosse possível. Também, a minha avó, que

sei que gostaria de poder presenciar este

meu momento.


V

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus por me guiar e dar destino melhor possível aos

rumos de minhas escolhas bem como por me prover paz, saúde e tranquilidade suficientes

durante toda a minha caminhada por esta graduação.

Aos meus pais pelo esforço em me prover tudo que preciso e pelo amor contido em

seus atos durante toda a minha vida.

À Virgínia Gabriela Ferreira por todo seu carinho e apoio nos momentos bons e

ruins, fazendo com que eu pudesse sorrir e me encorajar um pouco mais do que conseguia.

A minha orientadora, Profa. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todos os

seus ensinamentos, conselhos, sua presteza e, principalmente, paciência e compreensão, os

quais sei que exigi bastante dela, o que me torna ainda mais agradecido.

Aos professores do departamento de Engenharia de Petróleo pela transferência de

conhecimentos e experiência os quais ajudarão a me formar como profissional.

Aos amigos que fiz durante todo este tempo de graduação, os quais, que, mesmo

distantes diante da rotina, ainda me fazem lembrar dos momentos de apoio, dificuldades e

lazer passados. Os desejo muito sucesso!

À Profa. Dra. Zulmara Virgínia de Carvalho que me acolheu como bolsista de sua

disciplina num momento em que eu precisava bastante e que, através dessa janela de

oportunidade, pôde me fazer criar uma visão de pesquisa e ensino docente, a qual despertou

em mim a vontade de me tornar professor.

Aos meus colegas de curso que, quando eu estive em dificuldades, me ajudaram a

entender ou a praticar o ensinamento passado pelos professores.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte por toda a estrutura fornecida,

apoio auxiliar estudantil e possibilidade formal de reconhecimento profissional dados a mim.

Ao CMG (Computer Modelling Group) por conceder a licença de utilização de seus

softwares os quais permitiram a assimilação dos conhecimentos passados e a elaboração

deste trabalho.

Sou muito grato!


VI

COELHO, Anderson Cesar Tiburcio – “ESTUDO DA INJEÇÃO CONTÍNUA DE

VAPOR APLICADA EM RESERVATÓRIO DE ÓLEO EXTRA-PESADO DO

NORDESTE BRASILEIRO”. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Graduação de

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


RESUMO

O Brasil possui grandes reservas de petróleo (incluindo a descoberta do pré-sal). É um

dos maiores produtores mundiais de petróleo. Porém, ainda pode alcançar um patamar maior

nessa lista aumentando a eficiência dos atuais métodos de recuperação de petróleo já

utilizados. Entre esses, existem os métodos convencionais e especiais. De forma a

complementar os convencionais, os métodos especiais têm a função de modificar a pressão do

reservatório bem como as propriedades dos fluidos e suas interações com as rochas,

permitindo um maior deslocamento e uma maior produção. A injeção de vapor está nessa

categoria de métodos especiais. Ela reduz a viscosidade do fluido da formação através do

aumento de temperatura e esse aquecimento gera uma dilatação, a qual incrementa a energia

que expulsa os fluidos. Logo, tal processo é adequado para reservatórios com óleos pesados

ou extra-pesados, das menores faixas de valores de ºAPI e para reservatórios rasos, devido a

perda de calor pela profundidade. Neste trabalho, tomou-se como base um reservatório com

características dos existentes no Nordeste brasileiro. Isto é importante quando percebemos

que entre os 10 maiores estados produtores do Brasil, 5 deles são nordestinos (RN, BA, SE,

CE e AL). Sendo assim, através das diferentes vazões de injeção de vapor, títulos e malhas de

injeção simulados pelo módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced processes Reservoir

Simulator) da CMG, pode-se notar a real influência deste método de recuperação comparando

parâmetros de análise como Fator de recuperação, Produção acumulada de óleo e vazão de

óleo em relação ao tempo. Observou-se que o incremento na vazão de injeção resulta numa

maior produção de óleo, ou seja, que há uma relação diretamente proporcional. Entretanto,

outros fatores operacionais como distância entre poços, profundidade de perfuração dos poços

injetores também merecem ser mais explorados em futuras simulações a partir deste trabalho.

Palavras-chave: recuperação de óleo, vapor, vazão de injeção, viscosidade, temperatura.


VII

COELHO, Anderson Cesar Tiburcio - "STUDY OF CONTINUOUS STEAM

INJECTION APPLIED IN EXTRA-HEAVY OIL RESERVOIR OF NORTHEAST

BRAZIL". Course Completion Work, Petroleum Engineering Graduate Course, Rio Grande

do Norte Federal University. Natal - RN, Brazil.

Advisor: Profa. Dr. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

Brazil has large oil reserves (including the discovery of the pre-salt). It is one of the

world's largest oil producers. However, it can still reach a higher level on this list by

increasing the efficiency of the current oil recovery methods already used. Among these, there

are conventional and special methods. In order to complement conventional ones, special

methods have the function of modifying reservoir pressure as well as fluid properties and their

interactions with rocks, allowing for greater displacement and higher production. Steam

injection is in this category of special methods. It reduces the viscosity of the forming fluid

through the rise in temperature and this heating generates a dilation which increases the

energy that expels the fluids. Therefore, such a process is suitable for reservoirs with heavy or

extra-heavy oils, from the lower ranges of ºAPI values and for shallow reservoirs, due to the

loss of heat through the depth. In this work, a reservoir with characteristics of those existing

in the Brazilian Northeast was taken as base. This is important when we realize that among

the 10 largest producing states in Brazil, 5 of them are northeastern (NB, BA, SE, CE and

AL). Thus, through the different flow rates of steam injection, titrations and injection meshes

simulated by the Steam (Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) module of

CMG, we can see the real influence of this method of recovery comparing analysis parameters

as Recovery factor, Cumulated oil production and oil flow in relation to time. It was observed

that the increase in the injection flow results in a greater production of oil, that is, that there is

a directly proportional relation. However, other operational factors such as distance between

wells, depth of drilling of wells injectors also deserve to be further explored in future

simulations from this work

Keywords: oil recovery, steam, injection flow, viscosity, temperature.


VIII

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 2

1.1 OBJETIVOS ................................................................................................................ 3

2 ASPECTOS TEÓRICOS .................................................................................................... 5

2.1 Grau API ...................................................................................................................... 5

2.2 Viscosidade .................................................................................................................. 6

2.3 Fator de recuperação ......................................................................................................... 6

2.4 Produção acumulada ......................................................................................................... 7

2.5 Métodos de recuperação secundária ............................................................................ 7

2.5.1 Métodos especiais térmicos de recuperação secundária ....................................... 8

2.6 Simulação numérica de reservatórios ........................................................................ 13

3 MODELAGEM E METODOLOGIA ............................................................................... 15

3.1 Ferramentas computacionais de simulação ................................................................ 15

3.2 Modelo de fluidos ...................................................................................................... 16

3.3 Modelo físico do reservatório .................................................................................... 20

3.4 Configurações dos poços ........................................................................................... 23

3.5 Condições operacionais ............................................................................................. 26

3.6 Metodologia ............................................................................................................... 26

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES .................................................................................... 28

4.1 Análise da injeção de vapor em diferentes malhas, injeções e títulos ....................... 28

4.2 Comparação entre recuperação primária e injeção de vapor ..................................... 41

4.3 Influência da injeção de vapor na recuperação de petróleo ....................................... 46

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ................................................................................ 48

REFERÊNCIAS ....................................................................................................................... 49


IX

LISTA DE FIGURAS

Figura 2-1: Viscosidade para diferentes óleos ............................................................................ 6

Figura 2-2: Visão geral dos métodos de recuperação de petróleo .............................................. 7

Figura 2-3: Combustão "in situ" ................................................................................................. 8

Figura 2-4: Injeção cíclica de vapor ........................................................................................... 9

Figura 2-5: Injeção contínua de vapor ...................................................................................... 10

Figura 2-6: Configuração do método térmico SAGD .............................................................. 12

Figura 2-7: Drenagem de óleo assistida pela gravidade ........................................................... 12

Figura 2-8: Diagrama de desenvolvimento de um simulador numérico de reservatórios ........ 13

Figura 3-1: Módulos do CMG .................................................................................................. 15

Figura 3-2: Ajuste da viscosidade em função da pressão ......................................................... 18

Figura 3-3: Viscosidade x Temperatura ................................................................................... 19

Figura 3-4: Permeabilidade relativa óleo-água x Saturação de água........................................ 19

Figura 3-5: Permeabilidade relativa óleo-gás x Saturação de líquidos .................................... 20

Figura 3-6: Curvas de nível do reservatório do estudo ............................................................. 21

Figura 3-7: Vista i x j do reservatório ...................................................................................... 22

Figura 3-8: Vista i x k do reservatório ...................................................................................... 22

Figura 3-9: Vistas 3D do reservatório ...................................................................................... 23

Figura 3-10: Malha 5 spot ........................................................................................................ 24

Figura 3-11: Malha 5 spot invertido ......................................................................................... 24

Figura 3-12: Malha 9 spot ........................................................................................................ 25

Figura 3-13: Malha 9 spot invertido ......................................................................................... 25

Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo – 5 spot – Título 60% ............................................. 29

Figura 4-2: Fator de recuperação de óleo – 5 spot – Título 90% ............................................. 29

Figura 4-3: Vazão de água - título de 90% ............................................................................... 30

Figura 4-4: Pressão média - título de 90% ............................................................................... 31

Figura 4-5: Produção acumulada de óleo – 5 spot invertido – Título 60% .............................. 32

Figura 4-6: Produção acumulada de óleo - 5 spot invertido - título 90% ................................. 32

Figura 4-7: Fator de recuperação – 9 spot – Título 60% .......................................................... 33

Figura 4-8: Fator de recuperação – 9 spot – Título 90% .......................................................... 33

Figura 4-9: Vazão de água produzida – 9 spot – Título 90% ................................................... 34

Figura 4-10: Vazão de óleo – 9 spot invertido – Título 60% ................................................... 35


X

Figura 4-11: Vazão de óleo – 9 spot invertido – Título 90% ................................................... 36

Figura 4-12: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre malhas – Título 60% ........... 37

Figura 4-13: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre malhas – Título 90% ........... 38

Figura 4-14: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos ... 39

Figura 4-15: Produção Acumulada de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos .. 40

Figura 4-16: Vazão de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos ........................... 41

Figura 4-17: Comparativo de pressão entre recuperação primária e injeção de vapor do ano

2000 ao 2020 ............................................................................................................................ 42

Figura 4-18: Comparativo de viscosidade entre recuperação primária e injeção de vapor do

ano 2000 ao 2020 ...................................................................................................................... 44

Figura 4-19: Comparativo de saturação de óleo entre recuperação primária e injeção de vapor

do ano 2000 ao 2020 ................................................................................................................. 45

Figura 4-20: Temperatura no tempo inicial e final de simulação ............................................. 46

Figura 4-21: Saturação de óleo no tempo inicial e final de simulação ..................................... 47

Figura 4-22: Viscosidade no tempo inicial e final de simulação .............................................. 47


XI

LISTA DE TABELAS

Tabela 2-1: Classificação Grau API ........................................................................................... 5

Tabela 3-1: Propriedades do fluido .......................................................................................... 16

Tabela 3-2: Características físicas do fluido............................................................................. 17

Tabela 3-3: Composição inicial do fluido ................................................................................ 17

Tabela 3-4: Composição dos pseudo-componentes.................................................................. 18

Tabela 3-5: Características do reservatório .............................................................................. 21

Tabela 3-6: Tabela quantitativa da configuração dos poços ..................................................... 23

Tabela 3-7: Condições operacionais ......................................................................................... 26


CAPÍTULO I

_____________________________________________ INTRODUÇÃO E OBJETIVOS


2

1 INTRODUÇÃO

O petróleo é uma das principais fontes de energia do mundo, ocupando no Brasil o

primeiro lugar na matriz energética nacional. Por isso, tecnologias que envolvem o

desenvolvimento e aplicação de técnicas capazes de aumentar a rentabilidade de campos

petrolíferos são importantes e necessitam de estudos mais aprofundados. No Brasil, já foi

alcançada a auto-suficiência na produção de petróleo, porém é necessário que as tecnologias dos

processos avançados de recuperação de petróleo sejam continuamente estudadas para manter a

produção atual e até incrementá-la (Barillas, 2008).

Devido às diferentes condições de pressão, temperatura e geologia existentes em todo o

planeta, o petróleo apresenta diferentes características quando é comparado entre diversos lugares.

Uma dessas diferenças consiste na classificação de óleo leve ou pesado (e suas denominações

derivadas) baseada na densidade do óleo. Tal classificação foi idealizada pela American Petroleum

Institute que padronizou, apesar de pequenas variações entre os países, o petróleo é considerado

leve a partir do ºAPI 30 e pesado até ºAPI 22. Esse parâmetro tornou-se importante na produção

de petróleo pois estima o retorno financeiro relacionado à qualidade do óleo produzido.

Em reservatórios de óleo pesado, a recuperação primária e a secundária muitas vezes não

são suficientes para extrair todo o volume de óleo esperado. Assim, por muitos anos, as empresas

fizeram estudos no intuito de desenvolver técnicas cada vez mais eficazes em maximizar o

escoamento e manter o nível econômico de exploração e produção. Tais pesquisas culminaram no

desenvolvimento de métodos de recuperação de petróleo, tais como os métodos térmicos.

Dentre os métodos térmicos existentes, a injeção de vapor é amplamente utilizada,

principalmente no Nordeste brasileiro (região característica de óleos pesados), devido à sua

segurança e eficiência, quando comparada à combustão “in situ” e até mesmo à injeção de água. O

vapor tem a função de diminuir a viscosidade do óleo melhorando a molhabilidade do fluido com

a rocha e consequentemente aumentando o deslocamento inicial.

Para tanto, a injeção de vapor contínua (enfoque deste trabalho) consiste na injeção de

vapor (acima do ponto de ebulição da água) em um ou mais poços injetores permitindo que o óleo

seja empurrado para poços produtores. Além disso, à medida que o vapor entra no reservatório, há

formação de uma zona saturada de vapor em torno do poço. Essa zona se expande de maneira

diretamente proporcional à injeção de vapor que vai ocorrendo. À frente dessa zona, o vapor se

condensa em água devido à perda de calor para a formação e se transforma num condensado

quente. Esse condensado, empurrado pela injeção contínua, transporta calor adiante à frente de


3

vapor para dentro das regiões mais frias e mais distantes do injetor. Com o tempo, o condensado

perde seu calor para o reservatório e a temperatura se reduz à inicial.

Neste trabalho, foi utilizado, através de simulação numérica de reservatórios, um

reservatório semissintético com características semelhantes aos reservatórios reais da região

Nordeste. Assim, através da variação de parâmetros operacionais como vazão de injeção de vapor,

título do vapor e modificação das malhas de disposição dos poços, bem como da análise de índices

como fator de recuperação, produção acumulada de óleo e vazão de óleo, foi possível constatar a

influência do método térmico referido na recuperação de petróleo.

Este trabalho estrutura-se em 4 capítulos. No capítulo I, é apresentada a introdução, dando

uma visão geral da temática deste trabalho. Além disso, no mesmo capítulo, são apresentados os

objetivos que se quer alcançar com o desenvolvimento deste trabalho. Enquanto no capítulo II, há

uma revisão teórica necessária ao entendimento dos conceitos envolvidos, no capítulo III detalhe-

se a metodologia desempenhada tanto na modelagem dos fluidos quanto na do reservatório, além

do modelo de malhas dos poços. Já no capítulo IV, são mostrados os resultados obtidos através

das simulações com suas respectivas discussões, sempre buscando aliar a teoria à simulação da

prática. Além dos capítulos mencionados, são apresentadas as conclusões do estudo feito bem

como sugeridas recomendações, caso haja a necessidade da continuidade das simulações no intuito

de amplificar o conhecimento deste trabalho já obtido. E por fim, há uma lista das referências

bibliográficas utilizadas.

1.1 OBJETIVOS

Realizar a montagem de um reservatório com características do Nordeste brasileiro

utilizando o método de injeção contínua de vapor, utilizando como ferramenta de análise

simulações do módulo STARS da CMG. Foram realizadas variações nos principais parâmetros de

produção em conjunto com análises com o intuito de idealizar cenários diferentes e obter

resultados diferentes através de estudos comparativos.


4

CAPÍTULO II

_____________________________________________ ASPECTOS TEÓRICOS


5

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo é abordada a teoria necessária ao entendimento deste trabalho. Isto

significa que é necessário rever os conceitos de ºAPI, viscosidade, fator de recuperação,

produção acumulada, métodos de recuperação suplementar, focando nos métodos térmicos, além

da simulação numérica de reservatórios. Para tanto, foram utilizadas algumas bibliografias.

2.1 Grau API

Conceito criado pela American Petroleum Institute para padronizar e classificar o óleo

de modo a observar a capacidade de valor comercial do petróleo produzido. Utilizando a

densidade relativa da água, foi estabelecida uma relação que permitia diferenciar óleos leves de

óleos pesados através da Equação 2.1:

°𝐴𝑃𝐼 = (141,5 ÷ densidade da amostra) − 131,5 Equação 2.1

Isso foi importante, pois, sabe-se que frações mais leves têm maior valor do que as

frações pesadas e, assim, pode-se notar que quanto mais denso for o petróleo, menor é o seu grau

API e quanto menos denso, maior o seu grau API. Ou seja, a busca prioritária nas produções de

petróleo é voltada a frações de petróleo de alto grau nessa escala. Outra importância dessa

classificação refere-se ao fato que, quando a medição da densidade relativa é feita antes do

refino, é possível orientar melhor as ações na plataforma de operação de acordo com a densidade

do petróleo que está sendo produzido. Resumindo através da Tabela 2.1:

Tabela 2-1: Classificação Grau API

(Fonte: Adaptado de ANP, 2000)


6

2.2 Viscosidade

Fisicamente, viscosidade é a medida de resistência de um fluido a um esforço exercido.

Quando se analisa a viscosidade na engenharia do petróleo, há a preocupação com o nível de

dificuldade de garantir escoamento. Uma das variáveis diretamente associadas à viscosidade é a

temperatura. A Figura 2.1 indica que a viscosidade diminui exponencialmente de acordo com o

aumento da temperatura:

Figura 2-1: Viscosidade para diferentes óleos

(Fonte: Barillas, 2008)

2.3 Fator de recuperação:

Quociente entre o volume recuperável e o volume original, ou seja, fração do volume

original que se espera produzir de um reservatório (Rosa et al, 2006). É representado pela

Equação 2.2:

𝐹𝑅 =𝑁𝑃

𝑉𝑂𝐼𝑃𝑥 100% Equação 2.2


7

2.4 Produção acumulada:

Quantidade de fluido que já foi produzida de um reservatório até uma determinada

época. A produção acumulada vai crescendo gradativamente com o tempo se o reservatório

está em produção (Rosa et al, 2006). Quanto maior a vazão de óleo, maior a produção

acumulada.

2.5 Métodos de recuperação secundária

Para diminuir a influência da queda natural de energia primária e seguir com a

extração de óleo restante, utiliza-se seguidamente a recuperação secundária (por meio dos

métodos convencionais). Esta, por sua vez, tem a função de manter a pressão do reservatório

em níveis satisfatórios de produção. Para isso, passou-se a injetar fluidos como água ou gás.

Ainda assim, a recuperação de óleo se mostrava insuficiente para a expectativa de produção e

logo se começou a perceber que apenas interagir com a pressão do reservatório não era

suficiente. A viscosidade e a capilaridade eram parâmetros que precisavam ser modificados.

Então, dessa forma, surgiram os métodos especiais de recuperação. A figura 2.2 mostra o

esquema geral dos processos de recuperação de petróleo:

Figura 2-2: Visão geral dos métodos de recuperação de petróleo



8

2.5.1 Métodos especiais térmicos de recuperação secundária

Os métodos térmicos têm a função de diminuir a viscosidade do óleo retido e ainda

não produzido (apesar da utilização dos métodos de recuperação primária e secundária) de

modo que haja um maior escoamento através do meio poroso devido ao aumento da sua

mobilidade. De acordo com a Figura 2.2, os métodos térmicos se dividem em combustão “in

situ”, injeção de vapor (cíclica e contínua), injeção de água quente e SAGD.

A combustão “in situ” é uma técnica de recuperação térmica de óleo na qual o calor é

produzido dentro do reservatório, contrastando com a injeção de fluido aquecido, em que o

calor é gerado na superfície e transportado para o reservatório por meio de um fluido (Rosa et

al., 2006).

No processo “in-situ” uma pequena porção do óleo do reservatório entra em ignição,

que é sustentada pela injeção de ar. Como em qualquer reação de combustão, o oxigênio se

combina com o combustível (óleo) formando dióxido de carbono e água, e liberando calor. A

composição do óleo afeta a quantidade de energia (ou calor) liberada (Rosa et al.,2006).

A alta temperatura obtida durante a queima faz com que as frações leves do óleo

adiante da frente de combustão se vaporizem, deixando um resíduo de coque pesado ou

depósito de carbono como combustível para ser queimado. Os componentes leves vaporizados

e o vapor gerado pela combustão são carreados para adiante, até que se condensam depois de

entrar em contato com as porções mais frias do reservatório. A frente se move para adiante

através do reservatório somente após a queima de todo o combustível depositado (Rosa et al.,

2006). A Figura 2.3 mostra o processo de combustão “in situ”:

Figura 2-3: Combustão "in situ"

(Fonte: Rosa et al., 2006)


9

Já a injeção de vapor é um método mais seguro (por não permitir riscos de explosão

como a combustão “in situ”) e funciona com um princípio diferente: invés de aumentar a

temperatura apenas dentro do reservatório, há uma injeção de fluido já com a temperatura

aumentada. Divide-se em injeção cíclica e contínua.

A injeção cíclica é frequentemente usada em projetos de injeção contínua de vapor. Na

maioria desses projetos a injeção de vapor começa como um programa de injeção cíclica e

posteriormente mudado para injeção contínua quando o programa cíclico torna-se marginal

(ROSA, 2006).

Tal técnica consiste de períodos de injeção, de espera (soaking) e de produção. A

injeção de um determinado volume de vapor frequentemente é seguida por um período de

espera para que o calor injetado seja mais bem distribuído a uma maior parte do reservatório.

O poço entra então em produção, até que o ciclo seja repetido. Todas as fases do ciclo podem

sofrer variações para aperfeiçoar o processo (ROSA, 2006). A Figura 2.4 representa o

esquema da injeção cíclica de vapor:

Figura 2-4: Injeção cíclica de vapor

(Fonte: Borges, 2013)


10

Na injeção contínua, o vapor é injetado em um ou mais poços injetores e o óleo

empurrado para poços produtores. Além disso, à medida que o vapor entra no reservatório, há

formação de uma zona saturada de vapor em torno do poço. Essa zona se expande de maneira

diretamente proporcional à injeção de vapor que vai ocorrendo. À frente dessa zona, o vapor

se condensa em água devido à perda de calor para a formação e se transforma num

condensado quente. Esse condensado, empurrado pela injeção contínua, transporta calor à

frente da frente de vapor para dentro das regiões mais frias e mais distantes do injetor. Com o

tempo, o condensado perde seu calor para o reservatório e a temperatura se reduz à inicial. A

Figura 2.5 mostra o processo de injeção contínua de vapor:

Figura 2-5: Injeção contínua de vapor

(Fonte: Vidal, 2006)

Segundo Rosa et al. (2006), algumas características do reservatório devem ser

observadas para se aplicar a injeção de vapor:

Óleos entre 10 e 20 ºAPI

Reservatórios com menos de 900 m de profundidade

Permeabilidade maior ou igual a 500 mD


11

Ainda de acordo com Rosa et al. (2006), a injeção de vapor possui as seguintes

vantagens e desvantagens:

Vantagens

- Danifica menos os poços em relação à combustão “in situ”

- Fornece maiores vazões de injeção de calor aplicado diretamente no reservatório

- A eficiência de deslocamento é aumentada pelo calor à medida que mais óleo flui

Desvantagens

- Perdas de calor nas linhas de injeção, nos poços e na formação

- Fingers de vapor na parte superior da formação

- Riscos de segurança na operação do gerador

A injeção de água quente é um processo já menos complexo do que a injeção de vapor.

Mencionando Rosa et al. (2006): A injeção de água quente é o tipo mais básico de

recuperação térmica. Com poucas mudanças no equipamento, a injeção de água pode ser

estendida a uma técnica térmica por aquecimento da água injetada. A recuperação é

aumentada pela melhora da eficiência de varrido e expansão térmica do óleo.

Diversas considerações, todavia, tornam a injeção de água quente menos atrativa que a

injeção de vapor. Devido à baixa quantidade de calor da água aquecida, um reservatório típico

pode requerer 2,5 a 3 volumes porosos de água para elevar sua temperatura até um valor

próximo do da água injetada. Além disso, carreando mais calor por unidade de massa de água,

a menor viscosidade do vapor geralmente resulta em vazões de injeção maiores que as da

água quente. Diferentemente de um sistema vapor-água, a água esfria quando perde energia.

Isso resulta em um crescimento lento da zona de alta temperatura em torno do poço injetor

(Rosa et al, 2006). Ainda assim, existem projetos bem sucedidos utilizando este método, até

porque, ele é uma alternativa para casos nos quais não se pode utilizar injeção de vapor, como

reservatórios de alta pressão ou sensíveis à água doce.

Por fim, o método mais recente entre os térmicos, SAGD (Steam Assisted Gravity

Drainage) foi proposto em 1979 por Dr. Roger Butler da Imperial Oil e é amplamente

utilizada em campos do Canadá, Estados Unidos e Venezuela. Seu funcionamento consiste na


12

utilização de dois poços horizontais sobrepostos paralelamente de modo que o superior é o

poço injetor e o inferior é o poço produtor. Devido ao posicionamento horizontal, há uma

maior área de contato com o reservatório e assim possibilita o aumento da recuperação. A

Figura 2.6 apresenta este método:

Figura 2-6: Configuração do método térmico SAGD

(Fonte: surmontenergy.com)

Assim, o vapor é injetado no poço acima, diminui a viscosidade do óleo local e, por

gravidade, há escoamento para o poço produtor abaixo, onde, do qual, é bombeado para a

superfície. Este processo é melhor descrito na Figura 2.7:

Figura 2-7: Drenagem de óleo assistida pela gravidade



13

2.6 Simulação numérica de reservatórios

A simulação numérica é um dos métodos empregados na engenharia de petróleo para

se estimar características e prever o comportamento de um reservatório de petróleo (Rosa et

al., 2006). Na verdade os métodos baseados na equação de balanço de materiais constituem-se

em modelos numéricos simplificados, chamados de modelos “tanques” ou de dimensão

“zero”, já que o reservatório é considerado uma caixa, onde as propriedades da rocha e dos

fluidos, bem como a pressão, assumem valores médios uniformemente distribuídos. Os

simuladores numéricos de reservatórios são geralmente conhecidos como simuladores

numéricos de fluxo, devido ao fato de que são utilizados para se estudar o comportamento do

fluxo de fluidos em reservatórios de petróleo empregando uma solução numérica (Rosa et al.,

2006). A figura 2.8 apresenta como um simulador numérico de reservatório é desenvolvido:

Figura 2-8: Diagrama de desenvolvimento de um simulador numérico de reservatórios

(Fonte: Rosa et al, 2006)


14

CAPÍTULO III

_____________________________________________ MODELAGEM E METODOLOGIA


15

3 MODELAGEM E METODOLOGIA

Neste capítulo, detalhe-se a metodologia desempenhada tanto na modelagem dos

fluidos quanto na do reservatório, além do modelo de malhas dos poços, todos com suas

respectivas características e condições operacionais descritas. Além disso, são apresentadas as

ferramentas computacionais utilizadas.

3.1 Ferramentas computacionais de simulação

O software da CMG se divide em módulos, os quais têm funções diferentes e que se

relacionam de acordo com suas características e finalidades. Neste trabalho, foram utilizados

os seguintes módulos: Winprop, Builder, STARS, Results Graph e Results 3D. A Figura 3.1

mostra a aparência dos ícones dos módulos do Launcher CMG:

Figura 3-1: Módulos do CMG

(Fonte: Software CMG)

Dessa forma, os principais módulos têm as seguintes características a seguir:

Winprop: Identifica e modela com precisão o comportamento da fase e as propriedades

dos fluidos do reservatório. O robusto mecanismo de cálculo do WinProp rapidamente

resolve cálculos complexos e cria descrições de propriedades fluidas para IMEX, GEM e

STARS para prever o comportamento dos fluidos e melhorar a compreensão do processo

de exploração do reservatório (CMG, 2016).

Builder: Ferramenta de visualização de pré-processamento, simplifica a criação de

modelos de simulação, fornecendo uma estrutura para integração de dados e gerenciamento

de fluxo de trabalho entre os simuladores de reservatórios da CMG - IMEX, GEM, STARS

e fontes de dados externas. Engenheiros de reservatório vão realizar economias de tempo

imediato através da navegação eficaz do processo, muitas vezes complexo de preparar

modelos de simulação reservatório (CMG, 2016).


16

STARS: É o padrão industrial indiscutível para o EOR (Recuperação de óleo Aprimorada,

em português) térmico, químico e outros processos avançados. STARS é ideal para

modelagem avançada de processos de recuperação envolvendo a injeção de vapor,

solventes, ar e produtos químicos. As robustas capacidades geoquímicas e geomecânicas

fazem do STARS o simulador de reservatório mais completo e flexível disponível (CMG,

2016).

Results Graph e Results 3D: As capacidades de visualização líderes do setor de

resultados ajudam a analisar facilmente os dados do simulador para aumentar a

compreensão e a percepção dos processos de recuperação e do desempenho do

reservatório. A integração das funcionalidades 2D e 3D em uma única ferramenta permite

aos usuários comparar rapidamente as saídas de simulação com dados de histórico de

campo, analisar várias visualizações na mesma janela e personalizar a interface para

mostrar as parcelas de interesse. Os resultados são mais fáceis de usar, mais intuitivos e

proporcionam aos usuários maior poder na análise de dados e na comunicação de decisões

de negócios. Os resultados irão ajudá-lo a melhorar a produtividade e a eficiência ao longo

do trabalho de simulação do dia-a-dia (CMG, 2016).

3.2 Modelo de fluidos

Para a modelagem dos fluidos, foi utilizado o já descrito módulo CMG Winprop.

Algumas propriedades e características dos fluidos foram inseridas como dados de entrada. A

Tabela 3.1 apresenta as propriedades do fluido:

Tabela 3-1: Propriedades do fluido

Fonte: do autor


17

A Tabela 3.2 apresenta as características físicas do fluido:

Tabela 3-2: Características físicas do fluido

Densidade do gás 0,7010

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

Já a Tabela 3.3, indica a composição inicial do fluido:

Tabela 3-3: Composição inicial do fluido

Componente Composição molar (%)

CO2 0,45

N2 0,27

C1 9,91

C2 0,18

C3 0,27

iC4 0,1

nC4 0,13

iC5 0,04

nC5 0,05

C6 0,05

C7 0,07

C8 0,1

C9 0,04

C10 0,12

C11 0,63

C12 0,73

C13 1,39

C14 2,06

C15 2,73

C16 1,41

C17 2,15

C18 1,53

C19 4,03

C20+ 71,58

Fonte: do autor


18

Através do processo de “Lumping”, ou agrupamento em português, os componentes

foram agrupados em 8 pseudo-componentes, os quais estão dispostos de acordo com a Tabela

3.4:

Tabela 3-4: Composição dos pseudo-componentes

Fonte: do autor

Após essa etapa inicial do modelo de fluido, houve a necessidade de ajustar a

viscosidade do óleo gerada. A Figura 3.2 indica este ajuste:

Figura 3-2: Ajuste da viscosidade em função da pressão


19

A Figura 3.3 apresenta a influência da temperatura na viscosidade do fluido. Nota-se

que há um decaimento exponencial da viscosidade, mostrando a ação do método térmico:

Figura 3-3: Viscosidade x Temperatura

As curvas da Figura 3.4 mostram a permeabilidade relativa óleo-água em relação à

Saturação de água da formação:

Figura 3-4: Permeabilidade relativa óleo-água x Saturação de água


20

Nota-se que a permeabilidade relativa à agua aumenta com o aumento da saturação de

água enquanto que a permeabilidade relativa ao óleo diminui nesse mesmo intervalo. Também

pode-se observar a relação entre a permeabilidade relativa óleo-gás em relação à saturação de

líquidos através da Figura 3.5:

Figura 3-5: Permeabilidade relativa óleo-gás x Saturação de líquidos

Com o aumento da saturação de líquidos, a permeabilidade relativa óleo-gás aumenta

enquanto que a permeabilidade relativa ao gás diminui.

3.3 Modelo físico do reservatório

O modelo físico do reservatório foi realizado pelo módulo Builder através da inserção

de dados os quais representam um típico reservatório de óleo extra-pesado. As suas

características são representadas na Tabela 3.5:


21

Tabela 3-5: Características do reservatório

A figura 3.6 mostra o reservatório representado sob curvas de nível:

Figura 3-6: Curvas de nível do reservatório do estudo


22

Após a implementação dos dados de reservatório no Builder, foi possível criar o

modelo de reservatório. A Figura 3.7 mostra a vista gerada nas direções i e j:

Figura 3-7: Vista i x j do reservatório

A Figura 3.8 apresenta a vista gerada nas direções i e k do reservatório:

Figura 3-8: Vista i x k do reservatório


23

Enquanto que na Figura 3.9, são apresentadas algumas vistas 3D do reservatório

criado:

Figura 3-9: Vistas 3D do reservatório

3.4 Configurações dos poços

Neste estudo, foram desenvolvidas malhas 5 spot, 5 spot invertido, 9 spot e 9 spot

invertido. Porém, apenas nos casos 5 spot e 5 spot invertido, foram usadas 2 malhas. A Tabela

3.6 resume e indica as distâncias entre os poços.

Tabela 3-6: Tabela quantitativa da configuração dos poços

Fonte: do autor


24

Assim, foi possível criar configurações de poços diferentes. A Figura 3.10 aponta a

configuração de poços por malha 5 spot:

Figura 3-10: Malha 5 spot

Já a Figura 3.11 mostra o modelo 5 spot invertido:

Figura 3-11: Malha 5 spot invertido


25

A Figura 3.12 indica o modelo 9 spot:

Figura 3-12: Malha 9 spot

E, por fim, a Figura 3.13 representa o modelo 9 spot invertido:

Figura 3-13: Malha 9 spot invertido


26

3.5 Condições operacionais

A tabela 3.7 apresenta as seguintes condições de operação:

Tabela 3-7: Condições operacionais

Fonte: do autor

3.6 Metodologia

A metodologia deste trabalho seguiu esta linha temporal:

Cálculo e refinamento do número de blocos do reservatório

Pintura manual com objetivo de diferenciar as curvas de nível do reservatório

Construção do modelo de fluidos

Construção do modelo físico do reservatório

Criação dos 4 tipos de malhas de configuração de poços

Simulações com modelo base e coleta de resultados iniciais

Simulações direcionadas variando parâmetros operacionais

Coletas de dados de interesse e criação de gráficos analíticos

Comparação dos resultados

Análise e discussão dos resultados

Elaboração e defesa do Trabalho de Conclusão de Curso


27

CAPÍTULO IV

_____________________________________________ RESULTADOS E DISCUSSÕES


28

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Este capítulo é dividido em 3 seções: uma apresentando os principais resultados

decorrentes das 4 malhas utilizadas com suas variações de parâmetros operacionais. Os

resultados são mostrados por comparação através das variáveis Fator de recuperação,

Produção acumulada de óleo e vazão de óleo.

A segunda seção realiza uma comparação entre o modelo 5 spot sem injeção de vapor

(0 m³/dia de injeção), ou seja, quando apenas a recuperação primária é a energia atuante de

produção e o modelo no qual foi obtido o melhor resultado com a injeção de vapor (modelo 5

spot com vazão de injeção de 300 m³ por poço e título de 90%). Foram analisados os

parâmetros pressão, saturação de óleo e viscosidade. Assim, há uma compreensão maior dos

valores obtidos neste trabalho.

Já na terceira, há uma amostra da influência da injeção de vapor nos tempos inicial e

final de simulação por meio de mapas 3D de temperatura, saturação de óleo e viscosidade.

Para tal, tomou-se como base o já descrito modelo de melhor resultado.

4.1 Análise da injeção de vapor em diferentes malhas, injeções e títulos

Esta seção apresenta a influência da vazão de injeção e do título do vapor sobre o

Fator de Recuperação, Produção Acumulada de óleo e Vazão de óleo para diferentes malhas

utilizadas.

Malha 5 spot

A Figura 4.1 indica os melhores resultados com uso do título do vapor em 60%

analisando o fator de recuperação. Pode-se observar que o maior valor de recuperação

alcançado foi de pouco mais de 15% com a vazão de injeção de 300 m³ por dia por poço.

Porém, é importante notar que a injeção com vazão diária de 250 m³ também dá praticamente

o mesmo fator de recuperação. Ou seja, há a necessidade de se realizar uma análise

econômica para verificar qual das duas vazões é mais viável sob o ponto de vista da

rentabilidade.


29

Figura 4-1: Fator de recuperação de óleo – 5 spot – Título 60%

Já a Figura 4.2, mostra os resultados para título de 90%:

Figura 4-2: Fator de recuperação de óleo – 5 spot – Título 90%


30

Analisando o 5 spot para título de 90%, nota-se que o maior fator de recuperação obtido

foi de 20% para vazão de injeção de 300 m³ por poço. De maneira semelhante ao caso do 5

spot com título de 60%, nesse caso, também há uma pequena diferença de fator recuperado

entre as vazões 300 e 250 m³ por poço. Ademais, como de se esperar, a recuperação primária

recuperou muito menos do que por meio da injeção de vapor.

Entretanto, notou-se, tanto nos casos de 60% quanto de 90%, um comportamento

anormal: a recuperação independe da vazão de injeção de vapor por aproximadamente 15

anos. Para tentar entender o que pode ter acontecido, a Figura 4.3 mostra a vazão de água para

o título de 90%, já que apresentou um resultado um pouco melhor em relação ao título de

60% :

Figura 4-3: Vazão de água - título de 90%

Observa-se que, justamente até 2013, a vazão de água pouco se altera

independentemente da quantidade de vapor injetada, repetindo o comportamento da curva de

fator de recuperação. A Figura 4.4 tenta justificar essa anormalidade através da análise da

pressão média:


31

Figura 4-4: Pressão média - título de 90%

Dessa forma, então, nota-se a causa do problema de injetividade descrito

anteriormente até meados de 2015: a pressão está muito alta. Ou seja, somente após a pressão

começar a cair, é que as vazões de injeção de vapor têm seus devidos efeitos proporcionais.

Malha 5 spot invertido

A Figura 4.5 mostra a influência do título 60% na produção acumulada de óleo.

Observa-se que a Produção acumulada atingiu quase 500.000 m³ através da vazão de injeção

diária de 300 m³ de vapor.


32

Figura 4-5: Produção acumulada de óleo – 5 spot invertido – Título 60%

A Figura 4.6 traz resultados para título de 90%. Apresenta resultados semelhantes aos

de 60% já que a produção acumulada máxima foi também de quase 500.000 m³. Ou seja, o

título não influenciou satisfatoriamente.

Figura 4-6: Produção acumulada de óleo - 5 spot invertido - título 90%


33

Malha 9 spot

A Figura 4.7 apresenta o fator de recuperação para o título de 60%:

Figura 4-7: Fator de recuperação – 9 spot – Título 60%

O maior fator de recuperação obtido foi para a vazão de injeção de 100 m³ por poço,

um valor de aproximadamente 15%. Já a Figura 4.8 mostra o fator de recuperação para título

de 90%:

Figura 4-8: Fator de recuperação – 9 spot – Título 90%


34

O título do vapor é o responsável pela diferença deste caso com o caso anterior de

60%. No anterior, o fator de recuperação deu aproximadamente 15%, enquanto que nesse, o

fator de recuperação é pouco mais de 17%, para a mesma vazão de injeção de 100 m³ por

poço.

Ainda assim, verificou-se irregularidade pois as vazões de injeção não

influenciaram devidamente. Dessa forma, a Figura 4.9 indica que há problema de injetividade

até 2017:

Figura 4-9: Vazão de água produzida – 9 spot – Título 90%

Uma das possíveis explicações para o fato da vazão de injeção menor dar retorno

maior do que as vazões de injeção superiores passa pela vazão de água produzida. Em todos

os casos, exceto (justamente) o caso em que se injeta 100 m³ por poço, têm produção de água

antecipada. Assim, o efeito do vapor é diminuído e consequentemente o método térmico perde

influência na diminuição da viscosidade. No caso do maior fator de recuperação (100 m³ de

injeção), essa produção de água ocorre mais tardiamente, havendo antecipação da produção

de água com o aumento de vazão.


35

Malha 9 spot invertido

Para esse tipo de malha, analisou-se a vazão de óleo. A Figura 4.10 indica que a

vazão diária de injeção de vapor de 300 m³ deu maior retorno. Resultou num pico de vazão de

óleo de aproximadamente 80 m³ STD por dia.

Figura 4-10: Vazão de óleo – 9 spot invertido – Título 60%

Já a Figura 4.11 aponta que, para o título 90%, a vazão de óleo teve um pico maior

de aproximadamente 90 m³ STD por dia. Ou seja, houve influência direta do título do vapor.


36

Figura 4-11: Vazão de óleo – 9 spot invertido – Título 90%

Uma das informações interessantes que se pode tirar deste trabalho é saber qual

malha respondeu melhor quando foi usado um título de vapor 60% e para quando se foi usado

90%. Isso é importante, pois permite saber até que ponto é viável manter o vapor num título

de menor custo e quando é melhor mudar para 90%.

Melhores malhas com 60% de título de vapor

Analisando o Fator de recuperação como medida comparativa, a Figura 4.12 aponta

que a melhor configuração, quando se usa título de 60% do vapor, é a malha 5 spot invertido

com fator de recuperação aproximadamente 17%.


37

Figura 4-12: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre malhas – Título 60%

Melhores malhas com 90% de título de vapor

Já a Figura 4.13 indica que, quando se usa vapor de título igual a 90%, a melhor

configuração de malha a se usar é a 5 spot. Pois, foi o caso que se retornou o maior Fator de

recuperação, no valor de 20%.


38

Figura 4-13: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre malhas – Título 90%

Melhores resultados de todo o trabalho

Neste tópico, serão comparados os melhores resultados obtidos por malha e título

de modo que indicarão qual o melhor modelo de malha e título a ser utilizado. A Figura 4.14

mostra que melhor fator de recuperação encontrado foi 20% através da malha 5 spot, título

90% e vazão de injeção de 300 m³ de vapor por poço.


39

Figura 4-14: Fator de recuperação de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos

A Figura 4.15 mostra que a melhor produção acumulada foi de aproximadamente

580.000 m³ ocasionada pela malha 5 spot, título 90% e vazão de injeção de 300 m³ por poço.

Resultado dentro do esperado.


40

Figura 4-15: Produção Acumulada de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos

A Figura 4.16 mostra a melhor vazão de óleo obtida. Essa também foi através da

malha 5 spot, vazão de 300 m³ de injeção por poço com título de 90%. Seu valor foi de

aproximadamente 270 m³ por dia (pico).


41

Figura 4-16: Vazão de óleo – Comparativo entre melhores malhas e títulos

Seguindo a lógica, a melhor vazão de óleo obtida também foi através da malha 5

spot, vazão de 300 m³ de injeção por poço com título de 90%. Seu valor foi de

aproximadamente 270 m³ por dia (pico).

4.2 Comparação entre recuperação primária e injeção de vapor

Conforme dito no início deste capítulo, esta análise mostra a diferença entre a

recuperação primária, aquela em que não há injeção de vapor, e a recuperação especial

térmica, a injeção contínua de vapor. Para tanto, foram feitas comparações de 4 intervalos

iguais (durante os 20 anos de simulação) nas seguintes propriedades:

Pressão

A injeção de qualquer tipo de fluido aumenta a pressão dos poros de um reservatório

pois se está injetando um volume que originalmente não existia antes do método. Dessa

forma, há uma diferença enorme entre a recuperação primária e a injeção de vapor. A Figura

4.17 mostra a evolução da pressão comparando as duas recuperações:


42

Figura 4-17: Comparativo de pressão entre recuperação primária e injeção de vapor do ano 2000 ao 2020


43

Após observar a linha evolutiva da pressão no caso da recuperação primária (lado

esquerdo) e da injeção de vapor (lado direito), percebe-se que houve coerência com a teoria

bibliográfica. Pois, avaliando a pressão da recuperação primária, nota-se que ocorreu queda

com o tempo, provando que houve perda de energia e, de fato, é isso que acontece num

reservatório de recuperação primária.

Já analisando pela visão da injeção de vapor, percebe-se que a pressão cresceu até um

certo período, motivada pelo incremento de pressão do vapor, e, que após esse período, a

pressão começa a cair paulatinamente devido à produção ser maior que a injeção. E, ainda

assim, ao final de 2020, a pressão no reservatório no qual foi usada a injeção de vapor é muito

maior do que a pressão do reservatório de recuperação primária.

Viscosidade

Um dos principais parâmetros visados na injeção de vapor é a viscosidade. Pois é

através da sua diminuição pela temperatura que há uma maior retirada de óleo já que, dessa

forma, diminuem-se as forças capilares e viscosas. A Figura 4.18 mostra que a viscosidade do

reservatório de recuperação primária aumentou com o passar dos anos. Isso ocorreu pois as

propriedades iniciais de temperatura e pressão pouco foram alteradas. Em contrapartida, o

reservatório com a injeção de vapor diminuiu sua viscosidade de maneira muito consistente.

Apesar de não ter diminuído a viscosidade do reservatório como um todo devido a sua área de

atuação pré-determinada, as regiões do reservatório que foram influenciadas por esse método

tiveram mudanças significativas, reforçando a teoria que é empregada.


44

Figura 4-18: Comparativo de viscosidade entre recuperação primária e injeção de vapor do ano 2000 ao 2020


45

Saturação de óleo

A diminuição da saturação de óleo é uma consequência do sucesso dos processos de

recuperação utilizados. A Figura 4.19 mostra a evolução comparativa da saturação de óleo:

Figura 4-19: Comparativo de saturação de óleo entre recuperação primária e injeção de vapor do ano 2000 ao 2020


46

Através da comparação evolutiva da saturação de óleo, percebe-se que a saturação

diminui muito pouco com o tempo quando se trata da recuperação primária. Isso ocorre pois

não há nenhum método de energia suplementar sendo usado para extrair o petróleo e assim, a

saturação acaba mantendo um mesmo nível por muitos anos. Tal fato é muito ruim quando se

trata de um reservatório que está em produção, pois, quanto mais tempo se demora a se retirar

o óleo dos poros, mais dinheiro se está perdendo. A ideia da recuperação não é só retirar

maiores volumes, mas também o fazer no menor tempo possível para que o lucro seja maior.

Enquanto isso, na simulação com injeção de vapor, a saturação caiu de forma gradual, mas

muito acentuada em relação à primária. Dessa forma, pode-se perceber a eficiência da injeção

de vapor quanto à relação interdependente entre pressão, viscosidade e saturação de óleo.

4.3 Influência da injeção de vapor na recuperação de petróleo

Nesta seção analisou-se a temperatura, a saturação de óleo e a viscosidade em

tempos inicial e final no intuito de enxergar melhor a mudança que a injeção de vapor causa

no reservatório.

Temperatura

A Figura 4.20 mostra a diferença de temperatura que há entre o primeiro e o

último ano da simulação. A área atingida pelo método mantém temperatura muito acima do

que a natural.

Figura 4-20: Temperatura no tempo inicial e final de simulação


47

Saturação de óleo

A Figura 4.21 mostra a diferença de saturação de óleo que há entre o primeiro e

último ano da simulação. A saturação é bem menor na área a qual a injeção de vapor atuou.

Figura 4-21: Saturação de óleo no tempo inicial e final de simulação

Viscosidade

A Figura 4.22 mostra a influência do processo térmico na viscosidade do

reservatório no início e no fim da simulação. Pode-se observar a redução drástica de

viscosidade nas áreas que o vapor atingiu no reservatório.

Figura 4-22: Viscosidade no tempo inicial e final de simulação


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CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

A partir dos resultados e discussões adquiridos com as simulações feitas neste

trabalho, é possível afirmar que:

Conclusões

- Tratando-se de um reservatório de óleo pesado e extra-pesado, é fato que um método

térmico é o meio de recuperação mais adequado de modo que as propriedades pressão,

temperatura, viscosidade e saturação de óleo são dependentes entre si.

- A quantidade de vazão de injeção afeta de maneira proporcional na produção do óleo.

- O título do vapor da vazão afeta, em alguns casos, de maneira considerável na produção

do óleo.

- A configuração de malha de poços determina a suscetibilidade da aplicação do método

sendo a melhor configuração o modelo 5 spot.

- O maior fator de recuperação encontrado foi de 20%. Valor este que gerou uma produção

acumulada de aproximadamente 580.000 m³ com pico de vazão diária de óleo de 270 m³.

- Os limites econômicos de parâmetros de produção (vazão de injeção de 300 m³ por poço

e título do vapor de 90%) foram os que obtiveram melhores resultados.

Recomendações

- Modificar a configuração de poços, atribuindo mais malhas e modificando os modelos

spot.

- Recompletar de modo que a injeção de vapor chegue a todos os pontos do reservatório.

- Investigar as causas do comportamento anormal da pressão e das vazões relacionadas nos

casos 5 spot e 9 spot.

- Utilizar novos valores de vazão de injeção e título de vapor.

- Pesquisar os resultados de acordo com outras propriedades do fluido e da rocha.

- Realizar análise econômica.


49

REFERÊNCIAS

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injeção de vapor - 2008. 165 f. Tese (Doutorado em Ciências) – Centro de Tecnologia,

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petróleo heterogêneo do nordeste brasileiro. 2014. 52f. Trabalho de Conclusão de Curso,

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50

Curso de Graduação de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

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http://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/4319/4319_3.PDF >. Acessado em: 18/11/2016.

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ESTUDO DA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR APLICADA EM ... · Anderson Cesar Tiburcio Coelho – Engenharia de Petróleo – UFRN Novembro/2016.2 VI COELHO, Anderson Cesar Tiburcio –