ESTUDO PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM RESERVATÓRIOS DE … · 2019. 1. 30. · parâmetros de reservatório sobre o comportamento de produção do óleo, tendo como resposta

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE- UFRN

CENTRO DE TECNOLOGIA - CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET PROGRAMA

DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE

PETRÓLEO - PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM

RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO

MARIA DO SOCORRO BEZERRA DA SILVA

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas Natal/RN, Fevereiro de 2014.

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE-

UFRN CENTRO DE TECNOLOGIA - CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE

PETRÓLEO - PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM

RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO

MARIA DO SOCORRO BEZERRA DA SILVA

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Fevereiro de 2014. Maria do Socorro Bezerra da Silva ii


Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / SISBI / Biblioteca Setorial

Centro de Ciências Exatas e da Terra – CCET.

Silva, Maria do Socorro Bezerra da.

Estudo paramétrico da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo / Maria

do Socorro Bezerra da Silva. - Natal, 2014.

129 f. : il.

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior.

Co-orientadora: Prof.a Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas.

Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande

do Norte. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-

Graduação em Ciência e Engenharia do Petróleo.

Maria do Socorro Bezerra da Silva iii


Maria do Socorro Bezerra da Silva iv

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Bezerra da Silva, Maria do Socorro – Estudo paramétrico da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e Explotação, Natal-RN, Brasil.

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior Co-orientador: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO O desenvolvimento de métodos de recuperação é extremamente importante para a explotação de

petróleo. Dentro da grande variedade de métodos especiais de recuperação, conhecidos como EOR – “Enhanced Oil Recovery”, a injeção de soluções poliméricas aquosas torna-se eficiente no

controle da mobilidade do fluido deslocante. Este método consiste em adicionar polímeros à água de injeção para aumentar sua viscosidade, fazendo com que a água se difunda mais no meio

poroso aumentando a eficiência de varrido no reservatório. Neste trabalho, estuda-se através de simulação numérica, a aplicação da injeção de solução polimérica em um reservatório

homogêneo, semissintético com características similares aos reservatórios do Nordeste Brasileiro,

as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). O trabalho teve como objetivo analisar a influência de alguns

parâmetros de reservatório sobre o comportamento de produção do óleo, tendo como resposta a produção acumulada. Foram realizadas simulações para analisar a influência da injeção de água,

solução polimérica e injeção alternada de bancos de água e de solução polimérica, comparando os resultados para cada condição simulada. As principais variáveis avaliadas foram: viscosidade do

óleo, porcentagem de polímero injetado, viscosidade do polímero e vazão de injeção de água. A avaliação da influência das variáveis consistiu de um planejamento fatorial completo seguido de

uma análise por Diagrama de Pareto com o objetivo de apontar quais as variáveis seriam mais

influentes sobre a resposta representada pela produção acumulada do óleo. Encontrou-se que todas as variáveis influenciaram significativamente na recuperação de óleo e que a injeção de

solução polimérica de forma contínua se mostrou mais eficiente para a produção acumulada quando comparada a recuperação do óleo por injeção contínua de água. A recuperação primária

apresentou baixos níveis de produção de óleo, a injeção de água melhora significativamente a produção de óleo no reservatório, mas a injeção de solução polimérica surge como uma nova

metodologia para o incremento da produção de óleo, aumento da vida útil do poço e possível diminuição de água produzida. Palavras-chave: Simulação numérica, injeção de água, injeção de solução polimérica e controle de mobilidade. Maria do Socorro Bezerra da Silva v


ABSTRACT Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important. Within the range of

enhanced oil recovery, known as EOR, the injection of polymer solutions becomes effective in controlling the mobility of displacing fluid. This method consists of adding polymers to the

injection water to increase its viscosity, so that more water diffuses into the porous medium and

increasing the sweep efficiency in the reservoir. This work is studied by numerical simulation, application of the injection polymer solution in a homogeneous reservoir, semisynthetic with

similar characteristics to the reservoirs of the Brazilian Northeast, numerical simulations were performed using thermal simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group ). The study

aimed to analyze the influence of some parameters on the behavior of reservoir oil production, with the response to cumulative production. Simulations were performed to analyze the influence

of water injection, polymer solution and alternating injection of water banks and polymer solution, comparing the results for each simulated condition. The primary outcomes were: oil

viscosity, percentage of injected polymer, polymer viscosity and flow rate of water injection. The

evaluation of the influence of variables consisted of a complete experimental design followed a Pareto analysis for the purpose of pointing out which variables would be most influential on the

response represented by the cumulative oil production. It was found that all variables significantly influenced the recovery of oil and the injection of polymer solution on an ongoing

basis is more efficient for the cumulative production compared to oil recovery by continuous water injection. The primary recovery showed low levels of oil production, water injection

significantly improves the production of oil in the reservoir, but the injection of polymer solution emerges as a new methodology to increase the production of oil, increasing the life of the well

and possible reduction of water produced .

Keywords: Numerical simulation, water injection, injection polymer solution and mobility control. Maria do Socorro Bezerra da Silva vi


... Porque ter a mente boa não é o bastante; o principal é aplicá-la bem. As

maiores almas são capazes tanto das maiores virtudes quanto dos maiores

vícios, e aqueles que marcham lentamente podem avançar muito mais, se

seguirem o caminho certo, do que os que correm, porém dele se afastam.

René Descartes

Maria do Socorro Bezerra da Silva vii


Dedicatória

Este trabalho é dedicado aos meus

pais Jacinto e Josefa e aos meus

irmãos. Que sempre estiveram do meu

lado não só na realização deste

trabalho, mas em todos os momentos

da minha vida.

Maria do Socorro Bezerra da Silva viii


Agradecimentos

Deus fez você para que você pudesse valer à pena! Opte por aquilo que te constrói. Diga,

eu nasci para celebrar a vitória (Pe Fábio de Melo). Senhor meu Deus, obrigada por permitir

realizar mais um grande sonho em minha vida.

Aos meus pais Jacinto e Josefa e aos meus irmãos Aparecida, Patrícia, Verônica, Priscila

e Aparecido.

Ao meu bebê, sobrinho, afilhado e um pouco filho Davyson Lucas, o qual amo muito.

Agir, eis a inteligência verdadeira. Serei o que quiser. Mas tenho que querer o que for.

(Fernando Pessoa). Aos amigos e professores do PPGCEP, em especial os que fazem o LEAP,

Camila, Jofrânia, Heloize, Tailândia, Júnior, Edson, Cindy, Aldayr, Davi, Jennys, Wilson,

Tarcilio, Marcão, Rafael e demais, pelo apoio, incentivo, companheirismo, conversas, risadas,

encontros, trilhas, churrascos, cafés e tudo que passamos e vamos passar juntos, meu muito

obrigado.

Um agradecimento muito especial a Professora e amiga Jennys Barillas. Eu gostaria de

lhe agradecer pelas inúmeras vezes que você me enxergou melhor do que eu sou. Pela sua

capacidade de me olhar devagar, já que nessa vida muita gente já me olhou depressa demais.

Professora, muito, muito, mas muito obrigada mesmo por tudo.

“No mundo, o falso e o verdadeiro se confundem, mais os que sabem jamais se iludem.

Não é fácil encontrar o caminho, mas é bom olhar para o lado e ver que eu não estou sozinho” (Chorão). Agradeço imensamente ao meu namorado, amigo, cúmplice, pai e muito mais que isso

Justino Filho, por todo carinho, todo incentivo, por está sempre disposto a me ajudar em todos os

momentos que precisei, meu muito obrigado.

Maria do Socorro Bezerra da Silva ix


Ter amigos é como arvorear: lançar galhos, lançar raízes. Para que o outro quando

olhar a árvore, saiba que nós estamos ali. Que nós permanecemos para fazer sombra, para

trazer ao outro, um pouco de aconchego que ás vezes ele precisa na vida (Padre Fábio de

Mello). Minhas amigas irmãs que me acompanharam nesta fase: Suerda, Ana Cléia, Ilza, Dayana,

Cristiane, Maria José, Veronilda, Gerlânea, Gerlândia, Josileide e Victa. Aos amigos que

contribuíram de uma forma externa, mas que eu não poderia deixar de agradecer todo o apoio da

minha amiga Joana Barros. Aos amigos; Marciano Lucena, Francisco Castro, Renner Leite,

Aleck Alves e Anselmo.

Ao professor e orientador Ph.D. Tarcilio Viana pela confiança depositada em mim e por

compartilhar seus conhecimentos e experiências essenciais para a realização deste trabalho.

Ao professor Dr. Marcos Allyson pelo apoio, pela amizade e pelo incentivo.

Ao PRH-PB 221 pelo auxílio financeiro.

Ao Laboratório de Estudos Avançados de Petróleo – LEAP – Pelo espaço físico.

Á CMG (Computer Modelling Group), pelo software disponibilizado. Maria do Socorro Bezerra da Silva x


Sumário 1 Introdução Geral .................................................................................................................... 2

2 Aspectos Teóricos ........................................................................................................... ........ 5

2.1 Recuperação do óleo ........................................................................................................ 5

2.1.1Recuperação Avançada de Óleo (EOR – Enhanced Oil Recovery) ........................................................ 6

2.1.2 Injeção de Água ............................................................................................................. ......................... 7

2.1.2.1 Mobilidade e Razão de Mobilidade ............................................................................................ 10

2.1.3 Injeção de Polímeros ............................................................................................................................ 10

2.2 Polímeros ....................................................................................................................... 12

2.2.1 Tipos de polímeros ............................................................................................................................... 13

2.2.2Formas de comercialização de polímeros ............................................................................................. 17

2.2.3 Descrição dos Mecanismos..................................................................................................... .............. 17

2.2.4 Critérios de Seleção ........................................................................................................ ...................... 20

2.2.5 Fatores Intervenientes .......................................................................... ................................................. 23

2.2.6 Propriedades de polímeros ................................................................................................... ................. 24

2.2.6.1 Viscosidade ................................................................................................................................. 24

2.2.6.2 Relações de viscosidade .............................................................................................................. 25

2.2.7Comportamento do Polímero no Reservatório .............................................................................. ....... 25

2.2.7.1 Volume Poroso Inacessível ................................................................................................... ...... 26

2.2.7.2 Retenção de polímeros na rocha.................................................................................................. 29

2.2.7.3 Redução de permeabilidade ................................................................................................... ..... 30

2.2.7.4 Estabilidade de polímeros ................................................................................................... ........ 32

2.2.7.5 Degradação mecânica.................................................................................................................. 32

2.3 Simulação de reservatórios ............................................................................................ 33

2.3.1 Gerenciamento de reservatórios .............................................................................................. ............. 33

2.3.2Tipos de simuladores de reservatório ................................................................................................... 34

2.4 Avaliação econômica ..................................................................................................... 36

2.5 Planejamento Experimental e Otimização ..................................................................... 38

2.5.1 Tratamento Estatístico ...................................................................................................... .................... 39

2.5.1.1 Diagrama de Pareto .......................................................................................................... ........... 39

Maria do Socorro Bezerra da Silva xi


2.5.1.2

Su

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esposta... .. .. ... .. .. .. ... .. .. ... .. .. .. ... .. .. ... .. .. .. .. ... .. .. .. ... .. .. ... .. .. ... .. .. .. ... .. .. ... .. .. .. ... .

. .. .. ... .. . 40

3 Estado da Arte ............................................................................................. .......................... 42

4 Materiais e Métodos ......................................................................................................... ..... 51

4.1 Ferramentas computacionais ......................................................................................... 51

4.1.1 WINPROP ..................................................................................................................... ....................... 51

4.1.2 BUILDER ..................................................................................................................... ........................ 51

4.1.3 STARS .................................................................................................................................................. 52

4.1.4 Tratamento estatístico ........................................................................... ................................................ 52

4.2 Modelo do reservatório .................................................................................................. 52

4.2.1 Propriedades da rocha ........................................................................................................................... 53

4.2.2Mapa de saturação de óleo e localização dos poços produtor e injetor no modelo base ....................... 55

4.3 Condições de operação dos poços ................................................................................. 56

4.4 Modelagem dos fluidos ................................................................................................. 56

4.5 Curva de viscosidade ..................................................................................................... 60

4.6 Permeabilidades relativas .............................................................................................. 61

4.7 Fluido injetado ............................................................................................................. .. 63

4.8 Viscosidade do óleo do reservatório .............................................................................. 63

4.9 Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais .................................................. 64

4.10 Metodologia de trabalho ................................................................................................ 65

5 Resultados .... ........ ........ ........ ........ ......... ........ ........ ........ ........ ......... ........ .

.... ........ ........ ........ .. 67

5.1 Escolha..................................................................................domodelobaserefinado 67

5.2 Analise................................................comparativadométodocomainjeçãodeágua 69

5.3 Processos......................................................................................................simulados 80

5.4 Comparativo da injeção continua da solução polimérica com a injeção contínua de

água ............................................................................................................................................ 87

5.5 Analise da vazão de água para a injeção continua de polímero comparado à injeção

contínua de água ........................................................................................................................ 90

Maria do Socorro Bezerra da Silva xii


5.6 Analise da variação da produção acumulada para a injeção continua de solução polimérica comparada à injeção de água. .................................................................................. 94

5.7 Análise do processo que obteve a melhor resposta para a produção de óleo ................ 96

5.8 Fator de Recuperação (FR) em função do volume poroso injetado (VPI) .................. 103

5.9 Mapas da mobilidade do óleo, comparando a injeção contínua de solução polimérica

com a injeção contínua de água. .............................................................................................. 104

5.10 Mapas da mobilidade da água, comparando a injeção contínua de solução polimérica

com a injeção contínua de água. .............................................................................................. 106

6 Conclusões e Recomendações ............................................................................................ 111

Algumas sugestões para futuros trabalhos; ................................................................................ 113

7 Referências Bibliográficas ................................................................................................. 115

Maria do Socorro Bezerra da Silva xiii


ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO I

CAPÍTULO II Figura 2-1- Formação de fingerings (Venério 2010). ___________________________________________________ 8

Figura 2-2- Representação esquemática do método de recuperação de petróleo mediante injeção de água. Adaptado de

Miranda, 2010. _____________________________________________________________________ 9 Figura 2-3-

Esquema da sequência de injeção de polímeros (Lake, 1989). _________________________________ 12 Figura 2-4 -

Estrutura da poliacrilamida parcialmente hidrolisada (Manichand, 2006). ______________________ 15 Figura 2-5 -

Estrutura molecular da xantana (Manichand, 2006). ________________________________________ 16 Figura 2-6-

Viscosidade versus concentração de polímeros a uma taxa de cisalhamento de 7,3 s-1

, em 1% de NaCl a 74 °F (Sorbie,

1991). ____________________________________________________________________________ 24 Figura 2-7 - (a)

Aparecimento dos “fingers”; (b) região mais permeável k2 > k1 favorecendo o fluxo de fluidos assim ocorrendo o

fenômeno dos fingers (Dantas 2008). ___________________________________________________ 26 Figura 2-8 -

Polímero aderindo na matriz sólida ______________________________________________________ 30 Figura 2-9 -

Etapas do estudo de um reservatório, utilizando um simulador numérico (Rosa, 2006). ____________ 34 Figura 2-10 -

Aplicações de simuladores numéricos de reservatórios (Rosa, 2006). __________________________ 35 Figura 2-11 -

Otimização econômica (Satter, 1994). __________________________________________________ 37 Figura 2-12 -

Exemplo da representação do Diagrama de Pareto (Barillas, et al., 2007) ______________________ 39 Figura 2-13 -

Exemplo da representação de uma superfície de resposta (Barillas, et al.,2007) _________________ 40

CAPÍTULO III

CAPÍTULO IV Figura 4-1 - Modelo composicional do reservatório em 3D com configuração de injeção five-spot _____________ 53

Figura 4-2- Discretização em 3D do modelo de reservatório em estudo ___________________________________ 55

Figura 4-3- Mapa de saturação do óleo com vista frontal dos poços produtor e injetor no modelo base _________ 55

Figura 4-4- Fator volume de formação do óleo ______________________________________________________ 59

Figura 4-5- Razão de solubilidade do gás no óleo ____________________________________________________ 60

Figura 4-6- Ajuste da viscosidade do óleo ___________________________________________________________ 61

Figura 4-7- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo _________________________________ 62

Figura 4-8- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás-líquido_________________________________ 62

Figura 4-9- Metodologia do trabalho ______________________________________________________________ 65

Maria do Socorro Bezerra da Silva xiv

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN CAPÍTULO V Figura 5-1- Produção acumulada de óleo dos refinamentos para escolha do modelo base. ___________________ 68

Figura 5-2- Análise comparativa do método com a injeção de água sem polímero. _________________________ 69

Figura 5-3 – Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 5 anos. ________________________________ 73

Figura 5-4 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 10 anos.________________________________ 74

Figura 5-5 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 15 anos.________________________________ 74

Figura 5-6 - Superfície de resposta: % de polímero vs. viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e 15 anos. _______ 77

Figura 5-7 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. % de polímero em 5 anos, 10 anos e 15 anos. ___ 78

Figura 5-8 - Superfície de resposta: vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto. _____ 79

Figura 5-9 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos. _____ 80

Figura 5-10 – Processos Simulados. _______________________________________________________________ 81

Figura 5-11 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia. _______________________ 82

Figura 5-12 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia. _____________________________ 83

Figura 5-13 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia. _______________________ 84

Figura 5-14 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia ______________________________ 84

Figura 5-15 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia ________________________ 85

Figura 5-16 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia ______________________________ 86

Figura 5-17 - Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 8cp comparando a injeção contínua de solução

polimérica com injeção contínua de água. ___________________________________________________ 87 Figura 5-18 -

Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 17cp comparando a injeção contínua de solução polimérica com

injeção contínua de água. ___________________________________________________ 88 Figura 5-19 - Curvas de

produção acumulada do óleo com viscosidade 43cp comparando a injeção contínua de solução polimérica com injeção

contínua de água. ___________________________________________________ 89 Figura 5-20 – Vazão de água para a

produção em 20 anos _____________________________________________ 90 Figura 5-21 – Período de maior vazão de

água em 20 anos. ____________________________________________ 91 Figura 5-22- Vazão de água para a produção

em 20 anos______________________________________________ 92 Figura 5-23 - Período de maior vazão de água em

20 anos _____________________________________________ 92 Figura 5-24 - Vazão de água para a produção em 20

anos _____________________________________________ 93 Figura 5-25 – Período de maior vazão de água em 20

anos ____________________________________________ 94 Figura 5-26 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de

5, 10, e 15 anos do processo._____________________ 98 Figura 5-27 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10

e 15 anos do processo. ____________________ 100 Figura 5-28- Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5,10 e 15

anos do processo _____________________ 102 Figura 5-29 - Curvas FR x VPI para as vazões de 25 m3/dia, 50 m

3/dia e

75m3/dia. _________________________ 103 Figura 5-30 - Mobilidade do óleo em 5, 10 e 15 anos do projeto.

_______________________________________ 105 Figura 5-31 - Mobilidade da água em 5, 10 e 15 anos do projeto.

______________________________________ 107 Figura 5-32 – Viscosidade da água em 1 ano de

projeto.______________________________________________ 108

Maria do Socorro Bezerra da Silva xv

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Figura 5-33 - Viscosidade da água em 3 anos de projeto. _____________________________________________ 109

Maria do Socorro Bezerra da Silva xvi


ÍNDICE DE TABELAS

CAPÍTULO I

CAPÍTULO II Tabela 2-1- Classificação de permeabilidade e porosidade (Sorbie, 2002). Fonte - Manichand 2006 ____________ 22

Tabela 2-2- Critérios para a aplicação da injeção de polímeros segundo Satter (1994). Fonte - Manichand 2006 __ 23

CAPÍTULO III

CAPÍTULO IV Tabela 4-1- Propriedades da rocha reservatório _____________________________________________________ 54

Tabela 4-2 - Parâmetros de Operação dos Poços. ____________________________________________________ 56

Tabela 4-3- Fração molar dos hidrocarbonetos presentes no fluido ______________________________________ 57

Tabela 4-4- Agrupamento e percentual de cada componente e pseudocomponente _________________________ 58

Tabela 4-5- Dados PVT do teste de liberação diferencial do óleo leve _____________________________________ 58

Tabela 4-6 - Características do polímero utilizadas no estudo ___________________________________________ 63

Tabela 4-7 - Viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações.___________________________________ 64

Tabela 4-8 - Níveis de parâmetros do reservatório ___________________________________________________ 65

CAPÍTULO V Tabela 5-1- Refinamentos para a escolha do modelo base _____________________________________________ 68

Tabela 5-2- Simulações realizadas para o estudo do processo de injeção de polímeros, analisando a produção acumulada

em 5,10,15 e 20 anos de produção. ______________________________________________________ 71 Tabela 5-4 -

∆Np em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 8cp. ___________________________ 95 Tabela 5-5 - ∆Np

em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 17 cp. _________________________ 95 Tabela 5-6 - ∆Np em

20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 43cp. __________________________ 96

Maria do Socorro Bezerra da Silva xvii


Nomenclaturas

Descrição unidade

∆Np – Variação da produção acumulada m3 std

µm – Micrometro

Ad – Adsorção da concentração do polímero na rocha

Ca 2+

- Íon Cálcio

cP – Centipoise

Cp – Concentração do polímero ppm

De – Tensor de dispersão efetivo

F – Fahrenheit

FR – Fator de Recuperação %

g – Força gravitacional

k – Permeabilidade absoluta mD

M – Mobilidade

mD - Millidarcys

Mg 2+

- Íon Magnésio

Np - Produção acumulada total de óleo m³ std

ºC – Graus Celsius

P - Pressão Kgf/cm2 (Psi)

Pw – Pressão da fase água

Qinj – Vazão de injeção m³std/dia

Rc – Condições de reservatório

Rf – Fator de resistência

Rk – Fator de redução da permeabilidade

Rrf – Fator de resistência residual

Rso – Razão de solubilidade

Soi – Saturação de óleo incial

std – Stander

Sw - Saturação de água

Swc - Saturação de água conata

Maria do Socorro Bezerra da Silva xviii


T - Temperatura do fluido ºC

Visc – Viscosidade do óleo M.L-1

.t-1

VOIP - Volume de Óleo in Place

VPI – Volume Poroso Injetado

VPL – Valor presente líquido

Vv - Volume de poros vazios cm3

Letras gregas

∆ - incremento p.p.

θ - Ângulo de contato

λp – Razão de mobilidade do polímero

μ – Viscosidade do fluído M.L-1

.t-1

μo - Viscosidade da fase óleo M.L-1

.t-1

μp - Viscosidade da solução polimérica M.L-1

.t-1

μw - Viscosidade da fase água M.L-1

.t-1

ρ - Densidade da rocha g/cm3

ρw – Densisdade da água g/cm3

τ - tensão de cisalhamento Pa

Ф – Porosidade %

фp - Porosidade efetiva para o polímero %

Siglas

RAO – Razão-Água-Óleo

SPE – “Society of Petroleum Engineers”

STARS – “Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator”

PAM – poliacrilamida

PEO - dextrana, poli (óxido de etileno)

Ppm – Partes por milhão

NaCl – Cloreto de sódio

OOIP – Original Oil in Place

HEC - Hidroxi-etil-celulose

Maria do Socorro Bezerra da Silva xix


HPAM – Poliacrilamida parcialmente hidrolisada

IMEX – Implicit Explicit Black Oil Simulator

IVP – Volume Poroso Inacessível CMG - Computer Modelling Group CMHEC - Carboxi-metil-hidroxi-etil-celulose EOR – Enhanced Oil Recovery AM/AMPS - Copolímeros de acrilamida e 2-acrilamida 2-metil propano sulfonato,

ANP – Agencia Nacional de Petróleo API - American Petroleum Institute

Maria do Socorro Bezerra da Silva xx

Capítulo I:

Introdução Geral

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução Geral

1 Introdução Geral

O aumento progressivo da demanda energética mundial é motivo para a busca, também

crescente, do aprimoramento das técnicas de produção de petróleo, a procura pelo menor custo e

maior eficiência possíveis na recuperação do óleo se faz necessário.

Na recuperação de petróleo são enfrentados diversos problemas, entre os quais o baixo

fator de recuperação de óleo associado a uma alta produção de água. A fim de resolver esses

problemas, podem ser aplicados métodos suplementares de recuperação, avançados ou não, para

atingir uma produção de óleo técnica e economicamente satisfatória. Esses métodos têm como

princípio a redução das forças retentoras (forças capilares ou tensões interfaciais), o aumento da

viscosidade da fase deslocante ou, ainda, a redução da viscosidade da fase deslocada. Cada

método de recuperação tem condições adequadas para sua aplicação, que dependem das

características do reservatório e dos fluidos contidos no mesmo.

O método de injeção de água é um dos métodos de recuperação mais utilizados, devido à

boa relação custo-benefício trazida para muitos reservatórios de petróleo. A grande maioria dos

projetos atuais que visa à injeção de água no reservatório é implementada logo no início de sua

vida produtiva, de maneira a manter ou até mesmo elevar a pressão de poro (Mezzomo, 2000).

Os métodos químicos representam as principais alternativas para melhorar

significativamente a recuperação de óleo residual, gerado pela injeção de água. Entre eles a

injeção de soluções poliméricas é um método já utilizado com sucesso na indústria. Esta técnica

consiste em aumentar a viscosidade do fluido injetado mediante a dissolução de polímeros na

água, mas em alguns reservatórios o volume necessário de polímero e o seu custo, tornam sua

aplicação economicamente inviável. Busca-se desenvolver polímeros mais resistentes às

condições de reservatório, além de definir as condições ideais de campo que proporcionariam

uma produção de óleo economicamente mais viável.

A avaliação do método de injeção de polímeros envolve conceitos importantes e, desde a

sua seleção para aplicação em um dado campo até sua implantação, são necessários análise Maria do Socorro Bezerra da Silva 2

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução Geral

criteriosa e testes preliminares. Se um determinado reservatório for considerado apto à injeção de

polímeros, é importante analisar uma série de variáveis, como o tipo de polímero, a concentração

e o tamanho do banco de injeção, com o objetivo de otimizar o processo (Ribeiro, 2008).

Esta Dissertação trabalho tem como objetivo principal analisar alguns parâmetros

operacionais e de reservatório, como: Viscosidade do óleo, viscosidade do polímero,

porcentagem de polímero injetado e vazão de água injetada, a fim de verificar qual a influência

deles na aplicação do processo de injeção de polímeros em reservatórios de petróleo.

O modelo utilizado para estudo é um reservatório homogêneo, semissintético com

características baseadas em reservatórios do Nordeste Brasileiro. Os resultados foram obtidos

através do simulador térmico STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir

Simulator), versão 2012 do programa da CMG (Computer Modelling Group).

O trabalho está organizado em sete capítulos. O capítulo I- Introdução Geral - Apresenta

uma introdução geral sobre o assunto abordado. O capítulo II – Aspectos teóricos - O principal

propósito desta revisão é apresentar os aspectos teóricos mais importantes relativos ao processo

de injeção de polímeros como método de recuperação avançada de petróleo. Este capítulo

descreve também os aspectos teóricos referentes à recuperação de petróleo, simulação de

reservatório, planejamento experimental e análise econômica. No capítulo III – Estado da Arte - é

apresentada uma revisão bibliográfica com foco na relevância dos métodos de recuperação de

petróleo por injeção de água e polímeros. O Capítulo IV – Materiais e métodos - Apresenta a

metodologia do trabalho, onde estão descritos o modelo do simulador, as características do

reservatório, o modelo físico e a metodologia utilizada no trabalho. O Capítulo V – Resultados e

discussões - Apresenta os resultados e discussões obtidos no trabalho. O capítulo VI –

Conclusões e recomendações - Apresenta de forma objetiva as conclusões a partir dos resultados

obtidos e propõe algumas recomendações para trabalhos futuros. O Capítulo VII – Referências

bibliográficas - Apresenta as referências bibliográficas, tais como (artigos, livros, teses,

programas, sites) utilizadas como base para esta dissertação.

Maria do Socorro Bezerra da Silva 3

Capítulo II:

Aspectos Teóricos

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos Teóricos

2 Aspectos Teóricos

Os reservatórios de petróleo que retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos após a

diminuição da sua energia natural são candidatos ao emprego de processos que visam à obtenção

de uma recuperação adicional de óleo. O desenvolvimento de novas técnicas que possibilitem

extrair mais deste óleo residual permite aumentar a rentabilidade dos campos petrolíferos e

estender sua vida útil (Segundo et al., 2007).

O principal propósito desta revisão é apresentar os aspectos teóricos mais importantes

relativos ao processo de injeção de polímeros como método de recuperação avançada de petróleo.

2.1 Recuperação do óleo

Dentre as várias dificuldades que afetam a produção do petróleo a partir dos reservatórios,

uma em especial, tem a ver com a imiscibilidade e a diferença de viscosidade entre os fluidos

presentes na jazida. Quando a água e o óleo (geralmente mais viscoso) escoam ao mesmo tempo

através de um meio poroso (reservatório), a água tende a se deslocar em uma velocidade maior

que o óleo, no seu curso em direção aos poços produtores. Com isso, ocorrerá a chegada

prematura e crescente da água nestes poços, afetando a recuperação final do petróleo (Pravap,

Revista Petro & Química, 2002).

Com base nessas observações, várias propostas têm sido apresentadas com o intuito de

atenuar os danos sobre a recuperação. Esses métodos são chamados de recuperação suplementar.

Eles consistem na injeção de produtos que geralmente não estão presentes no reservatório e

modificam as características do meio poroso. Para reservatórios em que o petróleo não é do tipo “pesado” e possui mobilidade, uma proposta foi à utilização do método convencional de

recuperação por injeção de água, porém, aditivada com polímeros hidrossolúveis de elevada

massa molar. Mesmo em pequenas concentrações, estes produtos fazem com que a viscosidade

da água (fluido deslocante) seja aumentada e aproxime-se da viscosidade do óleo (fluido

deslocado). Dessa forma, a solução polimérica injetada no reservatório promoverá um

deslocamento uniforme (do tipo pistão), em relação à fase óleo (Babadagli, T, 2005). O resultado



é o retardamento da invasão de água nos poços produtores e, portanto, uma maximização da

eficiência de recuperação (Zaitoun et. al., 1991; Revista Petro & Química, 2002).

2.1.1 Recuperação Avançada de Óleo (EOR – Enhanced Oil Recovery)

O objetivo dos métodos de recuperação avançada é mobilizar o óleo remanescente pelo

aumento do deslocamento microscópico do óleo e o aumento da eficiência volumétrica de

varrido. O deslocamento do óleo é aumentado pela redução da viscosidade do óleo ou reduzindo

forças capilares ou a tensão interfacial. A eficiência volumétrica de varrido é aumentada

reduzindo a mobilidade da água de injeção (Satter, 1994). Os processos de recuperação avançada

frequentemente envolvem a injeção de mais de um fluido. Num caso típico, um volume

relativamente pequeno de um fluido caro (primeiro banco ou primary slug) é injetado para

mobilizar o óleo. Este primeiro banco é deslocado com um volume maior de um fluido mais

barato (banco secundário). O objetivo desse segundo banco é deslocar o primeiro banco de forma

eficiente. Em alguns casos, fluidos adicionais de custo ainda menor são injetados depois do

segundo banco para reduzir ainda mais os custos de operação (Green, 1998).

Os métodos de EOR podem ser classificados em quatro categorias entre os principais métodos

estão:

Métodos químicos Métodos miscíveis Métodos térmicos Métodos microbiológicos

Nos métodos químicos o fluido injetado interage quimicamente com o fluido do

reservatório. Entre os tipos mais comuns estão, injeção de água aditivada de polímeros, injeção

de solução micelar e injeção de solução ASP (Alkali-Surfactante- Polímero). Esses métodos são

aplicados para óleos com viscosidade moderada, não sendo indicado para óleos efetivamente

pesados com pouca ou nenhuma mobilidade (Naveira, 2007). Apesar da sua eficiência de

deslocamento, os métodos químicos são limitados pelo alto custo dos fluídos químicos e pela excessiva perda destes no reservatório.



Em métodos miscíveis, o objetivo é injetar fluidos que são diretamente miscíveis com o

petróleo, ou seja, fluidos que, ao se misturarem com o petróleo, formam uma única fase. Exemplo

disso seria a injeção de dióxido de carbono ou de nitrogênio. Neste caso, a razão de mobilidade

entre os dois fluidos é determinante para a eficiência de varrido e, a molhabilidade para a

eficiência de deslocamento (efeitos capilares).

Métodos térmicos envolvem injeção de energia térmica ou geração de calor dentro do

reservatório para, principalmente, alterar a viscosidade do petróleo e melhorar a recuperação do

mesmo. Injeção de vapor ou combustão in-situ através de injeção de ar ou oxigênio são exemplos

deste processo.

Os métodos biológicos ou microbiológicos consistem na adição de bactérias com a água

de injeção. Estas bactérias realizam reações químicas em contato com o petróleo e são capazes de

quebrar cadeias mais longas de hidrocarbonetos, o que resulta em um óleo mais leve, menos

viscoso e mais fácil de ser deslocado do reservatório. As bactérias ainda podem provocar

mudanças na tensão interfacial entre óleo e água ou alterar a molhabildade da rocha.

Nesta dissertação serão abordados os métodos de injeção de polímero, que é considerado um

método químico, e a injeção de água.

2.1.2 Injeção de Água

A injeção de água (waterflooding) é o método mais comum de injeção de fluidos em

reservatórios. Sua popularidade se justifica através da sua disponibilidade, relativa facilidade para

operação e boa eficiência em deslocar óleo (Craig, 1993), além de baixo custo.

A água e o óleo são imiscíveis sob praticamente todas as condições de pressão e

temperatura de reservatório e de superfície porque as solubilidades do óleo na água e da água no

óleo são baixas (Willhite, 1986). Devido a este processo, a água, além de manter a pressão do

reservatório, é capaz de deslocar o óleo.



Ao se injetar água no reservatório, a saturação de água ao redor do poço injetor aumenta

bastante e forma-se um banco de óleo a frente da água injetada. Entre a zona lavada e o banco de

óleo, obtém-se uma região onde a saturação de água cai bruscamente. Esta região é denominada

frente de avanço. Quando o banco de óleo atinge o poço produtor, um aumento da produção de

óleo pode ser observado (Rosa, Carvalho, & Xavier, 2006).

Porém, devido à razão de mobilidade entre óleo e água, a água não é capaz de deslocar

todo o óleo presente no reservatório. A interface óleo-água é extremamente instável e existe uma

tendência de formação de canais de escoamento preferenciais (van Meurs & van der Poel, 1958).

A água, ao ser injetada, percorre este canal preferencial, geralmente caracterizado por uma zona

mais permeável ou por ser o caminho mais curto entre os poços injetor e produtor.

Estes caminhos preferenciais são conhecidos como viscous fingerings (como podem ser

vistos na Figura 2.1). Quanto maior for à razão de viscosidade óleo/água, maior é a tendência de

eles ocorrerem e mais acentuados eles são. Outro fator determinante para a formação dos fingers é a heterogeneidade do reservatório. Uma rocha heterogênea apresenta zonas mais ou menos

permeáveis que acabam “indicando” o caminho que a água deve percorrer. Todavia, já foi

mostrado em testes, que em amostras de rocha mais homogêneas, a formação de fingers ainda

existe (Craig, 1993).

Figura 2-1- Formação de fingerings (Venério 2010).



Este efeito tem por consequência a redução da eficiência de varrido do método, já que,

como a água percorre caminhos preferenciais, ela não atinge todo o reservatório. Logo, o óleo

não é todo deslocado. Ou seja, o óleo localizado entre dois fingers não é atingido pela água,

permanecendo no mesmo lugar. Pode-se observar melhor este efeito na Figura 2-2.

Figura 2-2- Representação esquemática do método de recuperação de petróleo mediante injeção

de água. Adaptado de Miranda, 2010.

Os fingers também antecipam a chegada da água injetada no poço produtor. O tempo que

leva a água injetada (frente de avanço) a alcançar o poço produtor é chamado de tempo de

breakthrough. Quanto maior este tempo, menos heterogêneo é o reservatório, menor é a razão de

viscosidade entre óleo e água e mais óleo é deslocado.

Como o projeto pode ser interrompido com uma vazão considerável de óleo sendo

produzido e ainda restaria um volume grande de óleo no reservatório (uma saturação residual de

óleo), meios alternativos devem ser pensados de forma a aumentar o fator de recuperação do

campo.

A saturação de óleo residual (Sor) estabelece a eficiência máxima do deslocamento de

óleo pela água em um nível microscópico. A saturação de óleo residual é função da

molhabilidade, distribuição de tamanho de poros, heterogeneidade microscópica da rocha e

propriedades do fluido injetado (água). Destes fatores o mais simples de se alterar são as Maria do Socorro Bezerra da Silva 9


propriedades do fluido injetado. É em busca disso que alguns métodos de recuperação avançada

são baseados (Willhite, 1986).

2.1.2.1 Mobilidade e Razão de Mobilidade

A mobilidade de um fluido é definida como a relação entre a sua permeabilidade efetiva

no meio poroso (k) e a sua viscosidade (μ). Desta maneira, a mobilidade do óleo (fluido

deslocado) é dada por λo=ko/μo (ko é a permeabilidade efetiva ao óleo) e a da água (fluido

injetado) por λw=kw/μw (kw é a permeabilidade efetiva à água). Assim como as permeabilidades

efetivas, as mobilidades também dependem das saturações. A equação (1) apresenta a fórmula

para o cálculo da razão de mobilidade.

Equação (1)

Segundo (Craig, 1971), na produção e recuperação de petróleo a razão de mobilidade é

definida pela razão λw/λo. Desta forma, quanto menor a razão de mobilidade, maior é a

eficiência de varrido no reservatório, deslocando-se mais óleo com menos fluido injetado. Entre

as medidas para se aumentar a razão de mobilidade, pode-se citar o aumento da viscosidade da

solução injetada (μw) e/ou da permeabilidade efetiva do óleo, e/ou da diminuição da viscosidade

do óleo (μo) e/ou da permeabilidade efetiva da solução injetada (Craig, 1971). A razão de

mobilidade está, portanto, diretamente relacionada com a eficiência de varrido em um processo

de recuperação, já que quantifica a diferença da facilidade com que os fluidos se deslocam no

meio poroso.

2.1.3 Injeção de Polímeros

Injeção de polímeros é um método de recuperação avançada de petróleo (Enhanced Oil

Recovery - EOR), classificado como um método químico e tem o objetivo de aumentar a



viscosidade da água de injeção e melhorar a razão de mobilidades água/óleo. Com isso, há uma

uniformização da frente de avanço, que melhora a eficiência de varrido areal e vertical. Este

método visa recuperar o óleo móvel remanescente que a injeção de água não deslocou, mas

também pode ser aplicado desde o início do desenvolvimento de um reservatório. Além de

aumentar a eficiência de varrido, este método busca reduzir a quantidade de água injetada e

consequentemente produzida (Rosa 2006).

Antes de injetar polímeros em reservatório, é necessário fazer um estudo profundo das

substâncias a serem utilizadas para o preparo da solução polimérica, como, temperatura,

salinidade, dureza e pH, adequando-se às características da rocha reservatório (Correia 2002).

No Brasil, a recuperação com injeção de polímeros ainda está em fase de crescimento.

Cabe destacar que os polímeros, além de serem utilizados na recuperação de reservatórios de

petróleo, também podem ser aplicados em fluidos de perfuração, fraturamento, nas correções de

perfis de injetividade e como agentes bloqueadores de água (Rosa 2006).

Para o método ser eficiente, as soluções poliméricas precisam permanecerem estáveis por

um longo período sob condições de reservatório. Os polímeros são sensíveis à degradação

mecânica, química, térmica e microbiológica. A degradação pode ser prevenida ou minimizada

utilizando técnicas especiais (Chang 1978).

O esquema da injeção de polímeros (Figura 2-3) geralmente é iniciado com um pré-flush,

isto é um banco de fluido de injeção com o propósito de acondicionar o reservatório para os

fluidos de injeção seguintes e que normalmente consiste de uma solução de baixa salinidade. O

pré-flush é seguido pela solução polimérica, uma solução tampão de água doce para proteger a

solução polimérica de diluição na parte de trás do banco, e por fim, a água de deslocamento

(chase water ou drive water). Muitas vezes, o tampão contém polímero em concentração

decrescente para diminuir a razão desfavorável de mobilidade entre a água de deslocamento e a

solução polimérica. Devido à natureza de deslocamento do processo, a injeção de polímeros é

sempre feita através de conjuntos separados de poços injetores e produtores (Green, 1998; Lake,

1989). A Figura 2-3 mostra o esquema da sequência de injeção de polímeros.



Fluido Solução tampão Solução Recuperação

deslocante de água doce polimérica para adicional de

(água) para proteger o o controle da óleo (banco de

banco de mobilidade óleo)

polímero

Figura 2-3- Esquema da sequência de injeção de polímeros (Lake, 1989).

O desempenho da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo é fortemente

influenciada pela presença de diferentes sais na água da formação e na água de injeção, por isso é

necessária a injeção de um banco de água que evite o contato do polímero com a água da

formação. O sucesso desse tipo de abordagem pode trazer um ganho significativo de produção de

óleo, associado a uma redução com o custo de tratamento de água, beneficiando o retorno

econômico do projeto. Tendo assim uma melhor eficiência de recuperação de óleo, uma vez que

se proporciona um melhor varrido de óleo.

2.2 Polímeros

Os polímeros são compostos químicos de alta massa molecular relativa, resultantes de

reações químicas de polimerização, por esse motivo são usados como agentes viscosificantes (Rosa et al., 2006). Maria do Socorro Bezerra da Silva 12


Polímeros (do grego, “muitas partes”) são macromoléculas constituídas pela repetição de

uma pequena unidade molecular de um determinado composto químico, unidade esta que recebe

o nome de monômero. A reação que dá origem a um polímero é denominada reação de

polimerização, em que a molécula inicial (monômero) se agrupa sucessivamente com outras,

produzindo o dímero, trímero, tetrâmero e, por fim, o polímero.

Nos anos 60, os polímeros foram sugeridos como meio de redução da razão de mobilidade

pelo aumento da viscosidade da água deslocante e a redução da permeabilidade da formação

rochosa. Praticamente, todos os trabalhos foram realizados com a poliacrilamida parcialmente

hidrolisada (HPAM), que é um tipo de polímero. Seu uso foi originalmente proposto já que

HPAM era comercialmente disponível para aplicação em outras indústrias. Mais recentemente, o

biopolímero xantana, disponível comercialmente para uso em outras aplicações industriais, foi

desenvolvido para aplicação na EOR. Durante os anos 60 e 70 um grande número de aplicações

de campo foram feitas com vários graus de sucesso (Sorbie, 1991).

2.2.1 Tipos de polímeros

Vários polímeros têm sido considerados na aplicação em EOR: goma xantana,

poliacrilamida parcialmente hidrolisada, copolímeros (polímeros consistindo de dois ou mais

tipos diferentes de monômeros) de ácido acrílico e acrilamida, copolímeros de acrilamida e 2-

acrilamida 2-metil propano sulfonato (AM/AMPS), hidroxi-etil-celulose (HEC), carboxi-metil-

hidroxi-etil-celulose (CMHEC), poliacrilamida (PAM), poli (ácido acrílico), glucana, dextrana,

poli (óxido de etileno) (PEO), poli (álcool vinílico).

Porém, dois tipos de polímero são normalmente usados para o controle de mobilidade: o

polímero sintético poliacrilamida, na sua forma parcialmente hidrolisada, e o biopolímero

xantana. As propriedades físicas dos polímeros, incluindo comportamento de escoamento,

adsorção/retenção, estabilidade térmicas e estabilidade ao cisalhamento, podem ser

compreendidas através de sua estrutura molecular. Assume-se que a solução polimérica é uma

solução aquosa que geralmente contém, além do polímero, um número de íons, tais como cálcio,

magnésio, sulfato, além de sódio e cloreto (Green, 1998; Sorbie, 1991).



Segundo Teixeira (2005), a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) tem um

custo mais baixo que a goma xantana. Tais polímeros aumentam a viscosidade da água,

direcionam o escoamento para dentro de zonas de menor permeabilidade, conferindo melhor

varredura da solução polimérica utilizada nos processos de recuperação de petróleo e diminuindo

a formação de caminhos preferenciais (fingers). O fluido injetado difunde-se mais no meio

poroso, promovendo uma melhor distribuição da frente de injeção e retardando a produção de

água (Lima, 2010; Sorbie, 1991). No entanto, interações significativas entre o meio poroso e as

moléculas dos polímeros transportados podem ocorrer, causando a retenção do polímero na

superfície porosa. Essa retenção pode provocar redução na eficiência de injeção de polímeros,

assim como da permeabilidade da rocha (Sorbie, 1991).

2.2.1.1 A poliacrilamida parcialmente hidrolisada

A HPAM é um monômero de amida, formada pela combinação de carbono, hidrogênio,

oxigênio e nitrogênio, compondo assim uma unidade básica. Milhares dessas unidades básicas

são polimerizadas para formar uma molécula de polímero de cadeia longa. Através do processo

químico de hidrólise, a hidrólise converte alguns grupamentos amida em grupos carboxílicos.

Quando somente parte dos grupos amida é alterada, o processo é chamado de hidrólise parcial,

criando-se então poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas (Teixeira, 2005). A poliacrilamida

adsorve fortemente em superfícies compostas por minerais. Entretanto, esse polímero é

hidrolisado parcialmente para reduzir sua adsorção no meio poroso, através da reação do

polímero com uma base, como hidróxido de sódio ou de potássio, ou ainda, carbonato de sódio.

O grau de hidrólise, que em produtos comerciais varia entre 15% e 35%, pode ser

importante para certas propriedades físicas, tais como adsorção, estabilidade frente a

cisalhamento e temperatura. Esse grau de hidrólise foi selecionado para otimizar certas

propriedades tais como solubilidade em água, viscosidade e retenção. Se o grau de hidrólise for

baixo, o polímero pode não ser solúvel em água. Se o grau de hidrólise for muito alto, suas

propriedades serão muito sensíveis à salinidade e dureza (Lake, 1989). A Figura 2-4 apresenta a

estrutura da Poliacrilamida parcialmente hidrolizada.



Figura 2-4 - Estrutura da poliacrilamida parcialmente hidrolisada (Manichand, 2006).

A capacidade da HPAM de aumentar a viscosidade se deve à alta massa molar. Essa

capacidade é reforçada pela repulsão eletrostática dos grupos aniônicos entre as moléculas do

polímero e os segmentos da mesma molécula. A repulsão leva a molécula a se abrir e entrelaçar

com outras moléculas igualmente abertas, um efeito que acentua a redução de mobilidade a

concentrações mais altas. Se a salinidade ou dureza for elevada, essa repulsão é fortemente

reduzida por blindagem iônica, desde que as ligações carbono-carbono livres para rotação

permitam à molécula assumir a conformação de novelo aleatório. A blindagem leva a uma

diminuição na efetividade do polímero, já que os entrelaçamentos intermoleculares são

fortemente reduzidos. Todas as propriedades de HPAM apresentam grande sensibilidade à

salinidade e dureza, o que é um obstáculo na sua aplicação em muitos reservatórios. Por outro

lado, HPAM é mais barata e relativamente resistente a ataque por bactérias, além de proporcionar

redução permanente de permeabilidade. HPAM tende a sofrer degradação térmica a temperaturas

elevadas (Lake, 1989).

2.2.1.2 Goma xantana

A produção de goma xantana com a qualidade necessária de um polímero é facilmente

alcançada, sendo obtida via fermentação por bactéria. Variando os processos de fermentação

podem-se alcançar polímeros com melhor injetabilidade.

A goma xantana não sofre degradação rápida com a taxa de cisalhamento e não é sensível

ao aumento da salinidade, porém, esta possui algumas desvantagens como sua elevada aderência

à formação e sua susceptibilidade a ataques de bactérias, sendo necessários processos de filtração



para evitar a formação de resíduos na formação e a adição de bactericidas para prevenir sua

degradação, que eleva o seu custo de injeção (Chang 1978).

A xantana, produzida pelo microrganismo Xanthomonas campestris (Needham, 1987;

Sorbie, 1991), tem a estrutura apresentada na Figura 2-5.

Figura 2-5 - Estrutura molecular da xantana (Manichand, 2006).

A cadeia principal, semelhante à celulose, consiste de unidades de glicose com ligações

glicosídicas β(1-4). Porém, as cadeias laterais pendentes, ligadas a cada segunda unidade de

glicose da cadeia principal, são características muito importantes da estrutura da xantana. A

xantana tem estrutura de bastão helicoidal rígido. A insensibilidade relativa do comportamento de

escoamento da xantana à temperatura, pH, força iônica de soluções (salinidade/dureza), além do

comportamento pseudoplástico, é esperada para macromoléculas na forma de bastão (Green,

1998; Sorbie, 1991).



O comprimento hidrodinâmico da xantana em solução é aproximadamente 1,5 μm,

enquanto o comprimento da molécula é estimado em 2 – 10 μm. A estrutura helicoidal dupla da

xantana é mantida na maioria das soluções de injeção em reservatório, em toda faixa de

temperatura na qual a xantana é estável (< 85 °C) (Sorbie, 1991).

A molécula da xantana pode sofrer uma transição do tipo ordem-desordem pela variação

da temperatura ou a salinidade da solução. Essa transição é associada à estrutura helicoidal, sendo

esta aberta por um aumento de temperatura ou uma redução de salinidade, passando, assim, a

molécula a uma conformação de novelo aleatório. A influência dessa transição conformacional

hélice-novelo pode ser notada nas propriedades de estabilidade da molécula, nas propriedades

reológicas em soluções de baixa salinidade a temperaturas elevadas, e nas propriedades de

adsorção (Sorbie, 1991).

2.2.2 Formas de comercialização de polímeros

Os polímeros podem ser comercializados na forma de pós, soluções ou emulsões diretas

ou inversas. Os pós de polímero podem ser transportados e armazenados a baixo custo, porém

apresentam dificuldades de solubilização ou diluição, devido à facilidade de formação de

agregados. As soluções são dispersões aquosas de, aproximadamente, 10 % (m/m) de polímero

em água, porém têm custos de transporte e armazenagem elevados, além da necessidade de

equipamentos especiais de mistura. As emulsões inversas contêm até 35 % (m/m) de polímero no

meio através do uso de surfactantes, em uma fase carreadora oleosa. Uma vez invertida a

emulsão água em óleo, o concentrado de polímero pode ser diluído até a concentração desejada

de injeção (Green, 1998; Lake, 1989; Needham, 1987).

2.2.3 Descrição dos Mecanismos

Em alguns casos, visando obter o escoamento desejado, alguns polímeros podem ser

usados em combinação com outros, nesse sentido quando ocorre uma interação positiva entre os

polímeros que resulta no aumento da viscosidade ou na gelificação, quando isso acontece diz-se



que houve sinergismo. O sinergismo entre polímeros é de grande interesse comercial, pois

possibilita novas funcionalidades, reduz a quantidade de polímeros e os custos (Correia 2002).

Sendo assim, a caracterização de misturas poliméricas é de extrema importância, pois pode

resultar no desenvolvimento de um novo material com menor custo.

O escoamento de um fluido pode ser classificado como Newtoniano ou não-Newtoniano.

A água é um exemplo de fluido Newtoniano, onde a velocidade de escoamento varia linearmente

com o gradiente de pressão e a viscosidade é independente da velocidade. Por outro lado,

dependendo da concentração de polímeros, soluções poliméricas podem apresentar

comportamento não-Newtoniano a partir de certa velocidade, sendo uma característica de

escoamento importante deste método de recuperação (API, 1990). Segundo (Rosa et al. 2006), a

concentração de polímeros utilizados na recuperação de petróleo é da ordem de 150 a 1.500 ppm.

No caso de soluções com alta concentração de polímero e comportamento reológico não-

Newtoniano, mesmo que as condições iniciais de escoamento sejam instáveis (M>>1), o mesmo

tende à estabilidade porque a velocidade diminui e, portanto, a viscosidade do fluido aumenta.

Dessa forma, a razão de mobilidade inicial diminui e o escoamento tende ao deslocamento pistão

(Rosa et al. 2006). Essa redução de mobilidade relativa e a compensação de heterogeneidades,

tais como estratificação ou formação de canais, possibilita a mobilização do óleo que seria

ultrapassado pela injeção de água.

Projetos de recuperação com polímeros exigem boa permeabilidade do reservatório, sendo

a injetividade para soluções de polímeros menores do que para água. Para permeabilidade muito

baixa ou viscosidade do óleo muito alta, uma vazão de injeção econômica pode não ser atingida.

Nesse caso, a vida do projeto poderá ser longa demais para que ele seja econômico em função da

baixa injetividade, embora esta seja parcialmente compensada pela melhoria na eficiência de

varrido e redução do volume de água a ser injetado (Rosa et al., 2006).

Segundo Moreno et al. (2007), o escoamento de polímeros em meio poroso pode ser

influenciado por mecanismos como retenção por tamanho, efeitos hidrodinâmicos, efeitos de

superfície, efeitos de cisalhamento, efeitos elongacionais e degradação. Tais fenômenos são



dependentes do tipo, da composição e das características do polímero, das propriedades

permoporosas da formação, de interações superfície-líquido e de condições do escoamento.

No mecanismo de retenção por tamanho, ocorre separação entre polímeros de cadeias

menores e maiores, ou seja, moléculas de cadeia curta penetram em poros menores enquanto que

as maiores se movem através dos poros maiores. Algumas moléculas do polímero podem ser

retidas e até mesmo tamponar alguns poros.

Efeitos hidrodinâmicos incluem a difusão das partículas no fluido (solvente), que é a

mistura longitudinal, a dispersão, que é a mistura transversal e a convecção, onde não ocorre

movimento relativo e as partículas e o fluido movimentam-se com a mesma velocidade. Os

efeitos de superfície estão relacionados com a afinidade química entre o soluto e a superfície da

rocha, a qual pode capturar moléculas dissolvidas ou dispersas.

Os efeitos de cisalhamento estão relacionados à viscosidade do fluido, a qual é função da

taxa de cisalhamento e da velocidade de escoamento. No escoamento multifásico, a velocidade

da fase é dependente da permeabilidade efetiva do meio, podendo haver então um afinamento

mais acentuado por cisalhamento em camadas de permeabilidade baixa do que nas de

permeabilidade mais elevada.

O efeito elongacional ocorre quando a velocidade do líquido fluindo aumenta no sentido

do escoamento, resultando no estiramento e quebra da cadeia de polímeros quando uma

extremidade viaja em uma velocidade e a outra é acelerada rapidamente.

A degradação depende das condições de escoamento impostas, como a temperatura de

reservatório, atividade biológica e tensão mecânica, podendo resultar na quebra das cadeias

poliméricas (Moreno et al. 2007).



2.2.4 Critérios de Seleção do polímero

Os critérios de seleção são regras para aplicação de um processo de recuperação segundo

as características do campo onde se deseja implantar tal método. Os critérios trazem uma

estimativa de valores limites de propriedades de óleo e reservatório, tais como grau API e

viscosidade do óleo, permeabilidade absoluta, profundidade e temperatura da zona produtora.

Os critérios de seleção e análise são sequenciais e visam o uso ou descarte de um método

de recuperação, seguido de análise de viabilidade técnica e econômica com grau de detalhamento

crescente e com vistas ao atendimento dos objetivos planejados (Sorbie, 1991).

No caso da injeção de polímeros, testes para avaliar a interação rocha-fluido são

indispensáveis para a seleção final de um polímero de EOR. No entanto, além de serem

demorados e difíceis, eles são caros, pois utilizam amostras da rocha do reservatório em análise.

Então, é muito importante realizar uma pré-seleção do polímero com base em alguns critérios

para otimizar a realização da fase final de testes (Melo e Lucas, 2008).

O sucesso na recuperação de petróleo através de polímeros é maior para formações

homogêneas ou com baixo grau de heterogeneidade, ou seja, razão entre a permeabilidade mais

alta encontrada e a permeabilidade média da formação entre 4 e 30. Se essa razão for superior a

30, polímeros comuns terão baixa eficiência no processo (Sorbie, 1991).

A permeabilidade absoluta na área menos permeável deve ser superior a 20 mD já que

retenção excessiva e bloqueio da formação podem ocorrer em formações com permeabilidade

baixa. A presença de regiões com permeabilidade baixa, juntamente com grandes áreas de

permeabilidade alta, não representa uma restrição séria, pois é o nível de retenção nas áreas de

menor permeabilidade que define a eficiência da injeção de polímero (Sorbie, 1991).

A temperatura é uma das restrições mais severas para a seleção do método. O reservatório

deve estar preferencialmente abaixo de 80°C, e excepcionalmente até no máximo 95°C.

Temperaturas elevadas provocam degradação do polímero e, no caso de reservatórios com



temperaturas iniciais altas, os efeitos de resfriamento local devem ser considerados (Sorbie,

1991).

À medida que se aquece uma solução polimérica, reduzem-se os efeitos das forças de van

der Waals, o que minimiza a atração entre uma cadeia polimérica com outra ao seu lado (Ashby

& Jones, 2007). Essa força menor resulta em maior facilidade para o cisalhamento, uma vez que

há menor resistência ao escoamento da solução. Isso explica o fenômeno observado de que, com

o aumento da temperatura, presencia-se a redução da viscosidade das soluções poliméricas.

Muitos dos polímeros empregados na explotação de petróleo têm origem biológica, sendo,

sobretudo, polissacarídeos. As estruturas helicoidais presentes em muitos polissacarídeos são

devidas às fortes ligações de hidrogênio intramolecular, podendo estas interações ser

enfraquecidas quando o meio estiver a altas temperaturas (Queiroz Neto et al., 2007). Ao se

aumentar a temperatura, atinge-se um estado de energia suficiente para o rompimento das

ligações de hidrogênio, fazendo com que a estrutura helicoidal se desfaça e o polímero fique de

forma desordenada em solução.

Já a degradação térmica do polímero corresponde à cisão de cadeias moleculares a

temperaturas elevadas. Se um polímero ficar demasiadamente quente e a energia térmica

ultrapassar a energia de coesão de alguma parte da cadeia molecular (geralmente as mais fracas),

provocar-se-á a despolimerização ou degradação (Callister, 2002).

O teor de argila na formação não deve ser muito alto, pois resulta em considerável

retenção de polímero, tal como em carbonatos. É, pois, preferível à aplicação em arenitos.

A composição da água de formação deve ser examinada, já que se a mesma for muito

diferente da solução de injeção, pode haver problemas de compatibilidade, tais como a presença

de íons ferro, o que pode afetar a estabilidade e a adsorção de polímero (Sorbie, 1991).

As condições de operação devem ser consideradas, pois essas podem aumentar o custo e

até inviabilizar economicamente a aplicação do método. Equipamentos para estocagem,

preparação e injeção da solução também podem encarecer o processo. Problemas como



degradação biológica, excesso de sulfeto de hidrogênio e incompatibilidade entre aditivos e

polímeros também devem ser analisados.

Melo e Lucas (2008), apresentaram uma metodologia para a seleção de polímero para

recuperação avançada de petróleo, após a caracterização do reservatório. Apesar de o princípio

ser relativamente simples, o sucesso da operação depende basicamente de dois pontos principais:

a seleção do polímero apropriado para o reservatório e o projeto de injeção da solução

polimérica. A escolha do polímero é normalmente feita a partir das características da molécula de

polímero e do sistema de reservatório e é confirmada por testes laboratoriais específicos para esta

finalidade.

Taber et al. (1996) afirmam que projetos de injeção de solução polimérica são utilizados

preferencialmente em formações de arenito, mas que podem ser usados em formações

carbonáticas também. Já Adasani e Bai (2011) mostram que, de 38 projetos com polímeros 35

foram em formações areníticas.

Apesar das vantagens na aplicação de polímeros, seu uso apresenta limitações que podem

ser categorizadas como técnicas, econômicas e de regulamentação legal e cada caso deve ser

analisado segundo critérios que envolvem as características dos fluidos, das formações contatadas

e das operações envolvidas. A Tabela 2-1 mostra os critérios de classificação de permeabilidade e

porosidade segundo Sorbie (1991). A Tabela 2-2 mostra os critérios segundo Satter (1994), para a

utilização do polímero em um determinado reservatório.

Tabela 2-1- Classificação de permeabilidade e porosidade (Sorbie, 2002). Fonte - Manichand

2006



Tabela 2-2- Critérios para a aplicação da injeção de polímeros segundo Satter (1994). Fonte

- Manichand 2006

Experiências de aplicação da injeção de polímeros em diversos reservatórios mostraram

que a injeção de polímeros tem potencial maior como processo secundário de recuperação do que

quando aplicado após a injeção de água, como processo terciário de recuperação. Nestes casos, a

produção de óleo pode chegar a ser até quatro vezes maiores. Além disso, uma injeção terciária

de polímeros, com resultados tecnicamente satisfatórios, requer até seis vezes mais polímero por

barril de óleo recuperado, comparado com uma injeção secundária (Needham, 1987).

2.2.5 Fatores Intervenientes

Segundo (Sorbie, 1991), fatores intervenientes são aqueles que alteram as características

reológicas dos fluidos, dessa forma, a respeito das soluções poliméricas, podem ser destacados os

seguintes fatores: concentração do polímero, concentração de sal, presença de íons mono e

bivalentes, massa molecular, alteração no pH e interações moleculares, entre outros. Com relação

à concentração dos polímeros, o autor afirma que cada tipo de polímero proporciona um aumento

característico da viscosidade do fluido constituinte.



2.2.6 Propriedades de polímeros

2.2.6.1 Viscosidade

Uma propriedade muito importante dos fluidos do reservatório é a viscosidade. A

viscosidade tem dimensões de [M.L-1

.t-1

] e é expressa em cP. A viscosidade pode ser definida

como a resistência que um fluido apresenta ao cisalhamento. As soluções poliméricas não

apresentam a mesma viscosidade quando submetidas a diferentes taxas de escoamento, o que é

um comportamento importante e interessante no estudo de injetividade. O poder viscosificante de

alguns polímeros usados na injeção em campo é representado na Figura 2-6. Observe que mesmo

a concentrações relativamente baixas de algumas centenas de partes por milhão (ppm), os

polímeros podem aumentar a viscosidade da água em fatores de 10 a 100 (Sorbie, 1991).

Figura 2-6- Viscosidade versus concentração de polímeros a uma taxa de cisalhamento de

7,3 s-1

, em 1% de NaCl a 74 °F (Sorbie, 1991).



2.2.6.2 Relações de viscosidade

O comportamento de viscosidade versus concentração de polímero pode ser modelado

pela equação de Flory-Huggins (Lake, 1989):

Equação (2)

As unidades mais comuns de concentração de polímero na indústria de petróleo são g/m3

de solução ou ppm. O termo linear na Equação (2) representa a faixa de diluição na qual as

moléculas de polímero atuam de forma independente (sem emaranhamento). Para a maioria das

aplicações, a Equação (2) pode ser truncada após o termo cúbico.

2.2.7 Comportamento do Polímero no Reservatório

A modelagem numérica do transporte do polímero dissolvido na água deve contemplar os

seguintes aspectos do comportamento do polímero no reservatório: o controle de mobilidade; o

volume poroso inacessível; retenção de polímero na superfície rochosa; os mecanismos de

transporte; dispersão física e a equação de conservação de massa.

O controle de mobilidade é um dos parâmetros mais importantes, pois o polímero atua

basicamente na viscosidade da água injetada, permitindo um aumento na eficiência de varrido

areal e vertical, assim, minimizando os “fingers”, que dão instabilidades da frente de saturação.

Os “fingers” são os caminhos preferências que o fluido injetado tende a percolar pelo

meio poroso. Por exemplo, se no reservatório existe uma zona mais permeável k2, em relação à

k1, a tendência dos fluidos injetados é que percolem com uma maior facilidade em k2, em

direção aos poços produtores. Assim, a eficiência do varrido do fluido injetado será

comprometida. Pode-se observar esse efeito na Figura 2-6, onde os vetores de fluxo são maiores

na zona mais permeável k2.



(a) (b) Figura 2-7 - (a) Aparecimento dos “fingers”; (b) região mais permeável k2 > k1 favorecendo o

fluxo de fluidos assim ocorrendo o fenômeno dos fingers (Dantas 2008).

Quanto maior for à razão de mobilidades, menor será a eficiência do varrido do óleo.

Razões de mobilidades menores ou iguais a 1 (um) são consideradas favoráveis, então se

conseguirmos diminuir uma razão mobilidade em torno de 1(um), a água evitará encontrar

caminhos mais fáceis até os poços produtores.

2.2.7.1 Volume Poroso Inacessível

Quando as moléculas de polímeros passam através do meio poroso são restringidas pelos

pequenos poros. Estas pequenas aberturas que não são contatadas pelo fluxo das moléculas de

polímeros são chamadas de “Volume Poroso Inacessível”. Este fenômeno foi descrito por

(Dawson e Lantz, 1972), que mostram que alguns espaços porosos podem não ser acessíveis às

moléculas de polímero (CMG, 2007).

Cerca de 30% de volume poroso pode não ser acessível por moléculas de polímeros, como

resultado desse efeito, a porosidade com o efeito da adsorção do polímero é menor do que a

porosidade de referência do reservatório. Esta redução da porosidade por conta do polímero фp



pode ser representada pela Equação (3) onde, IPV - Volume Poroso Inacessível e ф - Porosidade

original.

Equação (3)

2.2.7.2 Mecanismos de transporte de soluto em solo saturado No caso em estudo, o transporte do polímero (soluto) através da água (solvente) se dá através dos

fenômenos físicos e físico-químicos da equação de transporte, que são: fluxos advectivos, fluxos

difusivos e fluxo dispersivo, adsorção do soluto da fase sólida causando retardamento.

Fluxo advectivo – descreve o movimento do fluxo do soluto na direção horizontal ou

vertical sem alterar a concentração, os solutos são arrastados pelo fluído.

Fluxo difusivo – é o resultado Browniano das partículas (agitação molecular) que causa o

fluxo de solutos para zonas de menores concentrações.

Fluxo dispersivo – é o efeito de diluição pela distribuição aleatória do campo de

velocidade. A dispersão só ocorre se houver fluxo advectivo.

Os fluxos dispersivo e difusivo são representados conjuntamente através do tensor de

dispersão efetiva, dado por:

Equação (4)

Equação (5)



onde:

- Coeficiente de difusão molecular

- Tortuosidade

- Tensor parâmetro para dispersão local

- Vetor velocidade da água

- Coeficiente de dispersão local

- Parâmetro de dispersão local

- Porosidade

O polímero se movimenta pelo meio poroso numa velocidade diferente da água, a

adsorção na rocha faz com que a velocidade do polímero seja menor que a do banco de água. Á

medida que o polímero é aderido na superfície da rocha tende a aumentar a velocidade do banco

de polímeros.

2.2.7.3 Equação de conservação de massa

A Equação (6), de transporte de polímero dissolvido na água é dada pela conservação de

massa desse polímero no meio poroso, onde o primeiro termo (de armazenamento) representa o

polímero na água mais o efeito da adsorção do polímero na rocha e o segundo termo (de fluxo)

representa o divergente do fluxo advectivo mais o fluxo não-advectivo (difusão + dispersão)

(Bear, 1972).

Equação (6)



Onde Sw é a saturação da fase água, ф é a porosidade, ρw é a densidade da agua, Cp é a

concentração do polímero, Ad é a adsorção da concentração do polímero na rocha, é o

tensor de dispersão efetivo e é o vetor de velocidade da água (Bear, 1972).

O fluxo advectivo é dado pela Lei de Darcy generalizada (fluidos compressíveis, no meio

anisotrópico e multifásico), que para a água se escreve como a Equação (7), onde, k é a

permeabilidade absoluta corrigida devido à retenção / perda de polímeros com o resultado da

interação da rocha, modificação da viscosidade da água , função da concentração de

polímero, krw é a permeabilidades relativas da água, Pw é a pressão da fase água, g é a força

gravitacional e H é a carga hidráulica.

Equação (7)

2.2.7.4 Retenção de polímeros na rocha

Quando a solução de polímeros passa pelo meio poroso, algumas moléculas de polímeros

podem ser retidas na superfície da rocha. O processo de retenção dos polímeros consiste em dois

mecanismos separados, são estes: a adsorção dos polímeros na superfície da rocha e o

aprisionamento dos polímeros em pequenos espaços porosos. Ambos os mecanismos tem o efeito

de aumentar a resistência do fluxo, essencialmente na redução da permeabilidade relativa á água,

isto é, à medida que se injeta polímero na rocha reservatório, esta vai modificando a

permeabilidade do reservatório por conta da retenção, deixando também o meio menos poroso

como mostra a Figura 2-8. Este mecanismo resulta na perda de polímeros no reservatório (IMEX, USER’S GUIDE, 2007). O fenômeno da adsorção pode ser descrito como mostrado na equação

(8):

Equação (8)



Onde é a adsorção do polímero e é a concentração do polímero.

Quando aumenta a concentração de polímero, a adsorção do polímero também aumenta.

Fluxo de água

com polimero

Matriz solida

Moléculas de polimero

Água

Figura 2-8 - Polímero aderindo na matriz sólida

2.2.7.5 Redução de permeabilidade

O mecanismo de retenção dos polímeros faz com que a permeabilidade diminua. Os

polímeros interagem com a rocha reservatório e são adsorvidos na superfície desta. O polímero,

evidentemente, causa um grau de redução de permeabilidade, que reduz a mobilidade, além de

aumentar a viscosidade. De fato, a redução de permeabilidade é apenas uma das três medidas de

escoamento em meio poroso, sendo as outras duas, o fator de resistência e o fator de resistência

residual (Lake, 1989).

O fator de redução da permeabilidade, Rk, descreve apenas o efeito da redução de

permeabilidade, e é definido como (Lake, 1989):

Equação (9)



A redução de permeabilidade é sensível ao tipo de polímero, massa molar, grau de

hidrólise, taxa de cisalhamento e estrutura do meio poroso. Polímeros que sofrem mesmo uma

pequena degradação mecânica parecem perder maior parte do seu efeito redutivo de

permeabilidade (Lake, 1989). Segundo Chiappa (1999), a redução de permeabilidade após a

passagem do polímero é causada pela camada de polímero adsorvido que reduz o raio da garganta

dos poros.

O fator de resistência, RF, pode ser definido como a razão entre as injetividades de uma

solução salina e de uma solução polimérica monofásica escoando sob as mesmas condições

(Lake, 1989) ou, ainda, como a razão de mobilidade entre a água (λw) e a solução polimérica

(λp), indicando a contribuição total do polímero na redução da mobilidade (Jennings, 1971; Lake,

1989; Mungan, 1984; Needham, 1987):

Equação (10)

No caso de testes de deslocamento com vazão constante, RF é a razão inversa das

variações de pressão, enquanto para experimentos com queda de pressão constante, RF é a razão

das vazões. O fator de resistência depende do meio poroso, o polímero utilizado, a concentração

deste polímero, e a salinidade e dureza da água utilizada para dissolver o polímero (Needham,

1987).

RRF é o fator de resistência residual, definido como a razão de mobilidade de uma solução

salina antes (λw) e depois (λw´) da injeção de polímero (Jennings, 1971; Lake, 1989; Needham,

1987):

Equação (11)



RRF indica a permanência do efeito de redução de permeabilidade causada pela solução

polimérica. É a primeira medida para avaliar o desempenho do uso de soluções poliméricas na

aplicação de bloqueio de canais.

2.2.7.6 Estabilidade de polímeros

Os polímeros usados em operações de recuperação de petróleo devem apresentar

resistência à degradação. Porém, nunca é requerido que um polímero seja estável

indefinitivamente, mas deve durar o tempo suficiente para ser efetivo na escala de tempo do

mecanismo de recuperação do óleo no qual está agindo (Sorbie, 1991).

2.2.7.7 Degradação mecânica de polímeros

A degradação mecânica está potencialmente presente em todas as aplicações. Essa forma

de degradação ocorre quando soluções poliméricas são expostas a altas vazões, que podem estar

presentes em equipamentos de superfície (válvulas, bombas, tubulações), condições de sub-

superfície, ou na estrutura arenosa em si. Canhoneios de completação, particularmente, são a

causa de preocupação, pois grandes quantidades de solução polimérica são forçadas através de

pequenos buracos. Por essa razão, a maioria das injeções de polímero é feita através de

completações de poço aberto ou com contenção de areia. Pré-cisalhamento parcial da solução

polimérica pode reduzir a tendência à degradação mecânica de polímeros. A velocidade de

escoamento diminui rapidamente com o aumento da distância do injetor, portanto, pouca

degradação mecânica ocorre no reservatório em si. Todos os polímeros degradam mecanicamente

sob altas vazões (Lake, 1989).

Em muitos casos, a exigência na injeção de polímeros é ter um polímero que seja

completamente estável sob cisalhamento nas condições de injeção. O processo de degradação

quebra as moléculas grandes em fragmentos menores e, então, altera a distribuição de massa

molar do polímero. Esse polímero danificado por cisalhamento, que tem massa molar média

menor que o polímero original, pode, porém, ainda ter propriedades satisfatórias para a injeção de Maria do Socorro Bezerra da Silva 32


polímeros. O principal fator que afeta a estabilidade mecânica de macromoléculas é sua

rigidez/flexibilidade (Sorbie, 1991).

2.3 Simulação de reservatórios

Aplicações da injeção de polímeros em diversos campos petrolíferos têm sido feitas e

tiveram papel importante no entendimento do processo (Han, 1999; Melo, 2002; Melo, 2008;

Needham, 1987). Porém, históricos de aplicações em campo não têm sido suficientes para a

definição de critérios sólidos para identificar reservatórios que sejam indicados para a injeção de

polímeros. Tornou-se necessário fazer um estudo de modelagem no qual os parâmetros críticos de

reservatório para a injeção de polímeros fossem estabelecidos (Chiappa, 1999; Needham, 1987).

A necessidade de avaliar a viabilidade técnica e econômica de determinado processo de

recuperação em um reservatório específico, antes mesmo de aplicá-lo em campo, levou ao

desenvolvimento de simuladores de reservatório.

2.3.1 Gerenciamento de reservatórios

Um dos objetivos do gerenciamento de reservatórios é a otimização econômica da

recuperação de óleo e gás dentro dos limites técnicos e econômicos, através do seguinte

procedimento (Gharbi, 2004; Satter, 1994; Yang, 2003):

Identificar e definir todos os reservatórios individuais em um determinado campo e suas

propriedades físicas;

Deduzir o desempenho passado e predizer o desempenho futuro de um reservatório;

Minimizar o número de perfurações de poços;

Definir e/ou modificar sistemas de poço e de superfície;

Iniciar controles operacionais no momento adequado;

Considerar todos os fatores legais e econômicos pertinentes.

Um simulador pode retratar o reservatório em cenários diferentes e, portanto, é uma

ferramenta importante para a otimização das operações de reservatório. As etapas normalmente



seguidas na execução de um estudo de reservatório, utilizando simuladores numéricos, podem ser

resumidas no esquema a seguir.

Figura 2-9 - Etapas do estudo de um reservatório, utilizando um simulador numérico (Rosa, 2006).

2.3.2 Tipos de simuladores de reservatório

Os simuladores de sistemas podem ser classificados entre físicos e matemáticos. Os

simuladores físicos são, por exemplo, os simuladores analógicos, os modelos reduzidos e os

protótipos. Os simuladores matemáticos podem ser subdivididos em analíticos e numéricos. A

equação de balanço de materiais é um exemplo de um simulador analítico. A simulação numérica

é um dos métodos empregados na engenharia de petróleo para se estimar características e prever

o comportamento de um reservatório. Os simuladores numéricos de reservatórios são geralmente

conhecidos como simuladores numéricos de fluxo, devido ao fato de que são utilizados para

estudar o comportamento do fluxo de fluidos em reservatórios de petróleo empregando uma

solução numérica (Rosa, 2006).



A Figura 2-10 fornece uma idéia da importância do uso da simulação numérica no estudo

de reservatórios. Pode-se verificar que para o modelo matemático convergem informações

geológicas, informações sobre as propriedades da rocha e dos fluidos presentes no meio poroso,

informações sobre os históricos de produção (vazões e/ou produções acumuladas de óleo, gás e

água) e de pressão, e outras informações a respeito dos poços (Rosa, 2006).

Figura 2-10 - Aplicações de simuladores numéricos de reservatórios (Rosa, 2006).

O uso de um simulador numérico permite a obtenção de informações sobre o desempenho

de um campo sob diversos esquemas de produção, de modo que podem ser determinadas as

condições ótimas para se produzir esse campo ou reservatório. Mais especificamente, pode ser

analisado o comportamento de um reservatório quando sujeito à injeção de diferentes tipos de

fluido, analisando a influência de diferentes vazões de produção e/ou injeção, ou determinando o

efeito da localização dos poços e do espaçamento entre eles na recuperação final dos fluidos

(Rosa, 2006). A classificação dos simuladores numéricos é feita normalmente em função de três



características básicas: o número de dimensões consideradas (unidimensional, bidimensional,

tridimensional), o número de fases admitidas (monofásico, bifásico, trifásico), e o tratamento

numérico utilizado (Rosa, 2006).

2.4 Avaliação econômica

A viabilidade econômica de um projeto de recuperação de petróleo é fortemente

influenciada pelo desempenho de produção do reservatório sob as condições operacionais atuais e

futuras. Portanto, a avaliação do desempenho do reservatório no passado e atualmente e a

previsão do seu comportamento futuro é um aspecto essencial do processo de gerenciamento de

reservatórios (Satter, 1994), já que a produção e o preço do óleo são uma grande preocupação

para as próximas décadas, e o preço do petróleo oscila em função de fatores técnicos, políticos e

econômicos (Silva et al.,2007).

Métodos clássicos de análise volumétrica, balanço de massa e curvas de declínio, e

simuladores numéricos black-oil composicionais e de recuperação avançada são usados para

analisar o desempenho do reservatório e calcular as reservas. Simuladores de reservatório têm

papel fundamental no desenvolvimento de planos, ajuste ao histórico, otimização e planejamento

de projetos de recuperação. A Figura 2-11 apresenta as etapas para a otimização econômica

(Satter, 1994).



Figura 2-11 - Otimização econômica (Satter, 1994).

O volume dos fluidos de injeção e seu custo estão entre as maiores preocupações no

projeto de um processo de recuperação avançada. De fato, o custo de fluidos de injeção e o preço

do óleo são dois dos fatores mais importantes que controlam a implementação de forma

economicamente viável dos processos (Green, 1998; Zhang, 2005). A avaliação econômica pode

ser baseada no conceito do Valor Presente Líquido, VPL, no qual se considera a receita e os

custos envolvidos no processo em questão (Gharbi, 2004; Satter, 1994; Yang, 2003; Zhang,

2005).



2.5 Planejamento Experimental e Otimização

Um dos problemas mais comuns, para quem faz experimentos, é determinar a influência

de uma ou mais variáveis sobre outra variável de interesse.

A essência de um bom planejamento consiste em projetar um experimento de forma que

ele seja capaz de fornecer exatamente o tipo de informação que se procura. No planejamento de

qualquer experimento, a primeira coisa que deve-se fazer é decidir quais são os fatores e as

respostas de interesse. Os fatores, em geral, são as variáveis que o experimentador tem condições

de controlar. Podem ser qualitativos, ou quantitativos. As respostas são as variáveis de saída do

sistema, nas quais se está interessado, e que serão - ou não - afetadas por modificações

provocadas nos fatores (Barros Neto, 2003).

Para fazer um planejamento fatorial completo, deve-se realizar experimentos em todas as

possíveis combinações dos níveis dos fatores. Cada um desses experimentos, em que o sistema é

submetido a um conjunto de níveis definido, é um ensaio experimental. Havendo 4 níveis num

fator e 3 no outro, são necessários 4 x 3 = 12 ensaios diferentes, e o planejamento é chamado de

fatorial 4 x 3. Em geral, se houver nl níveis do fator 1, n2 do fator 2, ... , e nk do fator k, o

planejamento será um fatorial nl x n2 x ... x nk . Isso não significa obrigatoriamente que serão

realizados apenas nl x... x nk experimentos. Este é o número mínimo necessário para um

planejamento fatorial completo (Barros Neto, 2003).

Para fazer o planejamento fatorial, deve-se realizar ensaios e registrar as respostas

observadas em todas as possíveis combinações dos níveis escolhidos. A lista dessas combinações

é chamada de matriz de planejamento.



2.5.1 Tratamento Estatístico

2.5.1.1 Diagrama de Pareto

A sensibilidade dos parâmetros estudados sobre a resposta de interesse é examinada

através do Diagrama de Pareto.

O Diagrama de Pareto é um recurso gráfico utilizado na estatística que permite colocar os

dados em uma ordem hierárquica, ajudando a identificar e avaliar os parâmetros e as iterações

mais significativas sobre cada variável de resposta considerada em um processo. Sua origem

decorre de estudos do economista italiano Pareto e do grande mestre da qualidade Juran. O

Diagrama de Pareto torna visivelmente claro a relação ação/benefício, ou seja, prioriza a ação que

trará o melhor resultado. Ele consiste num gráfico de barras que ordena as frequências das

ocorrências da maior para a menor e permite a localização de problemas vitais e a eliminação de

perdas. Um valor positivo no diagrama de Pareto indica que o referido fator influencia a resposta

analisada no sentido de aumentá-la. Da mesma forma, um valor negativo referente a um

parâmetro analisado, significa que tal variável contribui no sentido de diminuir o valor esperado

para a resposta analisada. A Figura 2-12 mostra um exemplo da representação do Diagrama de

Pareto.

Figura 2-12 - Exemplo da representação do Diagrama de Pareto (Barillas, et al., 2007)



2.5.1.2 Superfície de resposta

Este método é classificado como um método simultâneo, sendo em geral, utilizado na

etapa de otimização. Sua aplicação permite selecionar a combinação de níveis ótimos na

obtenção da melhor resposta para uma dada situação.

No método das analises de superfície de resposta são realizados planejamentos fatoriais,

cujos resultados são ajustados a modelos matemáticos. Essas etapas, conhecidas como etapas de

deslocamento e modelagem, são repetidas varias vezes, mapeando a superfície de respostas

obtidas na direção da região de ponto ótimo desejado. A modelagem normalmente é feita

ajustando-se os modelos mais simples, como o linear e o quadrático. Por sua vez, o planejamento

fatorial executado geralmente constitui-se de um numero pequeno e pré-determinado de

experimentos, que são determinados através do ajuste conseguido para o modelo que foi aplicado

na etapa anterior. Outro detalhe importante é o uso das variáveis em sua forma escalonada, de

forma que suas grandezas não interfiram no desenvolvimento do processo de otimização (Barros

Neto et al.,2007). A Figura 2-13 mostra um exemplo de superfície de resposta da interação entre

a saturação inicial de óleo (Soi) e a viscosidade de óleo (Visc) no fator de recuperação de óleo,

onde a região vermelha mais intensa representa a superfície de maior resposta e a verde a de

menor resposta.

Figura 2-13 - Exemplo da representação de uma superfície de resposta (Barillas, et al.,2007)


Capítulo III:

Estado da Arte

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo III: Estado da Arte

3 Estado da Arte

As atividades de pesquisa são fundamentais para o entendimento dos fenômenos que

ocorrem na explotação e produção de petróleo, objetivando principalmente o aperfeiçoamento e

inovação das técnicas estudadas em função da diminuição de custos e preservação do meio

ambiente. Esta seção apresenta alguns trabalhos relevantes ao assunto proposto nesta dissertação

e desenvolvidos em universidades e centros de pesquisa.

A tese de Nogueira (2000) propõe um modelo matemático para o problema da injeção de

bancos de água com polímeros, utilizando-se de leis de conservação, associadas às soluções do

problema de Riemann. A partir dos resultados, o autor apresenta um algoritmo para o cálculo dos

perfis de saturação de água. As condições de contorno são ditadas pelo tamanho dos bancos de

água ou de solução polimérica e pela concentração de polímero utilizada. Casos com e sem

adsorção do polímero pelo meio poroso foram levados em consideração. A partir dos casos

simulados foram obtidos resultados já conhecidos, tais como a melhora na eficiência da

recuperação por meio da injeção de bancos alternados de água e de polímero, sendo os resultados

influenciados pelo tamanho dos bancos, pelas condições iniciais do reservatório e pela

concentração de polímeros na água.

Melo et al. (2002) descrevem a experiência adquirida pela Petrobras nas etapas de

implantação dos projetos de injeção de polímeros nos campos de Carmópolis, Buracica e Canto

do Amaro. Os parâmetros levantados nos testes de laboratório serviram para a escolha e

especificação do polímero adequado ao reservatório em questão e para o dimensionamento do

banco de polímero a ser injetado no campo. Eles também apresentam e discutem os dados de

laboratório levantados que serviram de base para a simulação matemática com o IMEX, usado

para os estudos de eficiência dos projetos de injeção de polímero e, segundo os autores,

imprescindível à avaliação técnica e econômica destes projetos.

O trabalho de Correia et al. (2005) relata o comportamento reológico de polímeros

isolados e blendas formadas por esses polímeros, com o objetivo de detectar uma possível

interação entre os mesmos. Também foi avaliada a influência da temperatura, visto que em Maria do Socorro Bezerra da Silva 42


diferentes reservatórios de petróleo esta pode ser muito variável. Correia et al, reportaram que os

polímeros utilizados na pesquisa foram a poliacrilamida parcialmente hidrolisada, a goma

xantana e a goma guar. Foram preparadas blendas desses polímeros na proporção de 1:1. As

blendas que continham a goma guar apresentaram sinergismo, enquanto as blendas formadas por

poliacrilamida e xantana não exibiram interação. Nas blendas que apresentaram sinergismo

(poliacrilamida/guar e xantana/guar), houve um aumento de viscosidade nas temperaturas de

55ºC e 65°C. Como as temperaturas encontradas nos reservatórios são superiores à temperatura

ambiente, esse fato pode ser considerado como uma vantagem, visto que não ocorre perda de

viscosidade das soluções dessas blendas ao percorrer o reservatório.

Pinheiro (2006) descreve seus experimentos de deslocamento imiscível de um fluido

Newtoniano por soluções poliméricas, de comportamento reológico não-Newtoniano. Segundo a

autora, os testes de bancada foram desenvolvidos utilizando-se amostras de rochas de

reservatórios nacionais, saturadas com óleo mineral, promovendo-se o deslocamento com

soluções poliméricas de HPAM e Goma Xantana. Os resultados de tais deslocamentos foram

comparados com o deslocamento imiscível de um fluido Newtoniano por outro fluido

Newtoniano, utilizando soluções de cloreto de potássio. Conforme reportado, foram obtidas

correlações que possibilitam o cálculo da permeabilidade efetiva à solução polimérica através das

propriedades do meio poroso, dos parâmetros do modelo reológico que define o comportamento

do fluido e dos dados obtidos no deslocamento. A partir destas correlações foi desenvolvido um

programa, baseado no Método de Welge, que possibilitou o cálculo das curvas de permeabilidade

relativa obtidas do deslocamento imiscível de um fluido Newtoniano por um fluido não-

Newtoniano. Segundo a autora, o programa permite o cálculo para fluidos deslocantes que

seguem os modelos reológicos de Newton, de Ostwald e Waele, de Bingham e de Herschel-

Bulkley.

Manichand (2006) simulou a injeção de polímeros a fim de estudar seu desempenho no

melhoramento do fator de recuperação em reservatório de petróleo. Para isso, foram realizados

testes em laboratório e simulações computacionais do processo. O teste em laboratório foi feito

em um modelo físico de reservatório de formação arenosa com a configuração de injeção five-

spot. As simulações computacionais foram realizadas utilizando o simulador comercial STARS

da Computer Modelling Group Ltd. (CMG, 2005), em escala laboratorial e de campo, e foram



baseadas no modelo laboratorial. As simulações da injeção de polímeros, além da simulação da

injeção de água, consistiram em diversas etapas de análise de sensibilidade de parâmetros de

reservatório e parâmetros operacionais, e uma avaliação econômica. Isto permitiu avaliar as

vantagens e limitações de cada método e auxiliar na decisão de quando aplicá-los, em condições

otimizadas, tanto sob o ponto de vista técnico quanto econômico.

Naveira (2007) destacou os principais métodos de recuperação de petróleo com foco em

campos maduros em avançado estágio de produção. Em seu trabalho, foram feitas simulações

numéricas utilizando o método de elementos finitos para avaliar o escoamento de fluidos

miscíveis e imiscíveis (dispersão do polímero na água e deslocamento imiscível óleo-água) no

reservatório, quando submetidos aos métodos de recuperação, com o intuito de analisar o fator de

recuperação obtido para cada método. O trabalho inclui a importância da simulação para a

indústria do petróleo, as características dos campos maduros e marginais, a descrição dos

métodos avançados de recuperação, entre eles o polímero, as equações matemáticas que

governam o escoamento bifásico de fluidos imiscíveis e o deslocamento miscível no meio

poroso. Entre os resultados apresentados, destaca-se a comparação entre os casos simulados

considerando-se a recuperação de óleo com a simples injeção de água, onde se verificou uma

recuperação aproximada de 30,7 % do óleo retido após 35 anos de injeção, e a injeção de

polímeros, para o mesmo período de tempo, sendo 20 anos injetando água e 15 anos com injeção

de polímero. Foram realizados 3 testes diferentes com injeção de bancos de água e de polímeros,

sendo considerada, respectivamente, a injeção de um banco de polímero com 15 % VP resultando

em um fator de recuperação de 45,8 %; um banco de 30 % VP, obtendo-se um aumento da zona

varrida e, consequentemente um acréscimo no fator de recuperação, que foi elevado para 53 %, e

por fim, um banco com 50% VP, que resultou em um pequeno incremento de recuperação em

relação ao anterior (FR=61,8%), porém com um custo muito maior.

Moritis (2008) fez um levantamento de EOR apresentando projetos pilotos em curso ou

em grande escala de injeção de polímeros na Argentina (Campo de El Tordillo), no Canadá

(Pelican Lake e Horsefly Lake), na China com cerca de 20 projetos (por exemplo, Daqing,

Gudao, Gudong e campos de Karamay, entre outros), em Omã (Campo Marmul), na Índia

(Campos de Jhalora e Sanand), no Brasil (Campo marítimo de Voador), na Alemanha (Campo de

Bochstedt) e nos EUA (North Burbank, Oklahoma). Tais projetos em andamento são amostras



representativas de experiências que validam o potencial do processo de recuperação com

polímeros.

Ribeiro (2008) apresentou a solução analítica da injeção de bancos com um e dois

componentes químicos em reservatórios de óleo. A autora considerou a adsorção separando o

sistema de equações em uma equação de transporte, também chamado de equação do

levantamento, e um sistema termodinâmico auxiliar. Segundo a autora, a solução do sistema

termodinâmico é determinada pela isoterma de adsorção e permite prever o comportamento da

concentração dos produtos químicos independente das propriedades de transporte. Para a injeção

de bancos de água contendo um polímero foram adotados três tipos de isotermas de adsorção (Henry, Langmuir e côncava) e funções para fluxo fracionário convexo e em forma de “S”. Conforme reportado, os resultados evidenciam o efeito que o tipo de isoterma de adsorção exerce

sobre o escoamento do banco no meio poroso. Ela também apresenta casos de injeção de bancos

com dois polímeros, um polímero e um surfactante e um polímero e um sal, considerando fluxo

fracionário convexo. Além disso, foi demonstrada a eficiência dos métodos estudados através da

antecipação do fator de recuperação quando comparado com a injeção contínua de água.

Em 2009, Poellitzer et al. apresentaram um artigo sobre o campo Pirawarth, localizado na

Áustria, cujas características como permeabilidades baixas, viscosidade média do óleo (50 cP),

temperatura do reservatório de 30 °C e água de salinidade baixa, favorecem a injeção de

polímeros. Segundo os autores acima, a produção desse campo iniciou em 1964 e até 2008, o

fator de recuperação do campo havia chegado a 26%. O baixo fator de recuperação deve-se ao

fato de a razão de mobilidade água/óleo ser desfavorável. A partir de um novo modelo geológico,

criado para o campo, foi possível melhorar a análise do avanço da água injetada. Conforme

reportado, experimentos laboratoriais confirmaram a alta eficiência que polímeros poderiam

trazer ao aumentar a viscosidade da água para as condições de Pirawarth. Foi constatada a

redução da permeabilidade relativa à água por injeção do polímero testado, bem como uma

recuperação incremental de mais de 20% de óleo. Os experimentos foram simulados e os

parâmetros derivados a partir dos dados de injeção foram utilizados no modelo dinâmico do

campo. Os resultados da simulação foram promissores, indicando um aumento na recuperação de

óleo na área piloto de 5%.



Seixas et al. 2010 propuseram uma formulação envolvendo a fixação do início da injeção

e da duração dos bancos de polímeros em cada poço injetor como um problema de otimização,

onde a função objetivo é a diferença entre os valores presentes líquidos (VPL) do caso base, sem

injeção de polímeros e do caso com injeção otimizada. Foram realizadas análises de sensibilidade

da função objetivo em torno da variação de parâmetros econômicos, como o preço do óleo e a

desvalorização do capital envolvido na recuperação do campo. Segundo os autores, os resultados

evidenciam grande influência dos parâmetros econômicos como preço do óleo e custos com a

injeção de fluidos (Opex) sobre o ganho econômico do projeto, reforçando-se a ideia de que ao se

considerar a viabilidade de um projeto de recuperação, estudos devem ser feitos levando em

consideração a variação que esses parâmetros podem sofrer ao longo do tempo de operação do

campo. Foi reportado por eles que a solução ótima implica na injeção de maiores quantidades de

massa de polímeros à medida que o preço do barril de petróleo sobe, provocando o aumento da

produção de óleo e redução da produção de água. Segundo os autores, a otimização do processo

torna viável a aplicação do método de recuperação, uma vez que possibilita a maximização do

lucro obtido com o emprego do mesmo.

Alvarado e Manrique (2010); apresentaram uma revisão sobre processos de recuperação

especiais. Conforme reportado por Alvarado e Manrique (2010), o total de projetos ativos de

EOR atingiu o pico em 1986 com recuperação por polímero, como o método químico mais

importante. No entanto, desde 1990, a produção de petróleo a partir de métodos químicos, foi

insignificante em todo o mundo, exceto para a China, que vem apresentando um bom

desenvolvimento em função da aplicação desses métodos.

A China é o país com a maior produção de óleo proveniente de projetos químicos.

Segundo Chang et al. (2006), nos últimos 20 anos, houve um aumento na recuperação acima de

10% do volume original de óleo dos reservatórios (OOIP - original oil in place) com a injeção de

polímeros em reservatórios de boa qualidade. Segundo os autores, os polímeros sozinhos

contribuíram com aproximadamente 250.000 barris de óleo por dia de produção em 2004, nos

campos de Daqing e Shengli.



Em Daqing, que se trata do maior campo com injeção de polímeros do mundo, a produção

de óleo com polímeros tem se mantido constante desde 1999, atingindo 73,5 milhões de barris em

2004, aproximadamente 23% do total da produção do campo. O campo possui aproximadamente

36 bilhões de barris OOIP, e boa parte deste reservatório contém uma viscosidade média de óleo

na faixa de 9 cp nas condições de reservatório, assim como salinidade baixa, de 5.000 a 7.000

ppm de sal dissolvidos, e temperatura de 45°C, apresentando propriedades muito favoráveis à

aplicação de polímeros (Chang et al., 2006).

Como causas do sucesso do campo de Daqing, destacam-se a temperatura de reservatório

baixa, a salinidade baixa, o conteúdo baixo de íons de alta valência, a heterogeneidade alta, a

viscosidade média e a saturação elevada de óleo remanescente após a injeção de água. Durante a

injeção de água, a razão de mobilidades no ponto final de injeção era de 9,4. Com essa razão de

mobilidades desfavorável, ocorria digitação viscosa levando a uma formação severa de canais,

especialmente pelo fato de zonas de diferentes permeabilidades estarem presentes. Por meio da

injeção de polímero, a razão de mobilidades foi melhorada para um valor teórico de 0,3

(negligenciada a degradação do polímero) (Demin et al, 2000).

O segundo maior campo de aplicação de polímeros na China é em Shengli, onde sua

produção cresceu de 2,7 milhões bbl em 1997 para 16,7 milhões bbl em 2004, aproximadamente

13% do total de produção. Diferentemente de Daqing, ocorre grande variação das propriedades

de fluido e de rocha em todo o reservatório de Shengli, com viscosidades do óleo acima de 130

cp, temperaturas acima de 83°C, e salinidade alta de 160.000 ppm. A formação em sua maior

parte é de arenito não consolidado, com permeabilidade acima de 1.000 mD (considerada alta) e

porosidade acima de 30% (Chang et al., 2006).

Embora o Brasil tenha experimentado várias alternativas de recuperação terciária

propostas internacionalmente, apenas alguns métodos realmente mudaram de avaliação piloto

para escala de campo. Os métodos de EOR utilizados no Brasil incluem a injeção de vapor,

dióxido de carbono e injeção de polímeros. Todos esses projetos foram executados em campos

terrestres, em reservatórios areníticos, e a maioria em reservatórios de boa qualidade. Muitos

deles foram implantados durante a crise mundial do petróleo, entre 1969 e 1985, período que



antecedeu a queda dos preços do petróleo com os efeitos conhecidos sobre as atividades EOR em

todo o mundo, inclusive no Brasil (Alvarado e Manrique, 2010).

Embora o interesse na injeção de solução polimérica para deslocamento de óleos pesados

em campos marítimos também venha ganhando atenção, especialmente no Canadá e nos EUA,

Alvarado e Manrique (2010) afirmam que não se espera grande impacto da produção mundial de

petróleo provinda deste método de EOR pelo menos para a próxima década, devido a pouca

aplicação da indústria, comparado a outros métodos.

O Brasil apresenta um crescimento constante na exploração e produção de óleo e gás no

Costa do Atlântico. A produção nacional de petróleo representa um exemplo de dois cenários

contrastantes: um para campos em terra, com a maioria dos reservatórios em estado avançado de

maturação, e outro para campos marítimos, a maioria deles com descobertas mais recentes, em

estágios iniciais ou intermediários de vida de produção (Alvarado e Manrique, 2010).

Embora existam várias iniciativas para avaliar o potencial de EOR em campos marítimos,

a maioria deles encontra-se em estágios iniciais ou podem não ser economicamente atrativos com

a tecnologia atual. Projetos marítimos necessitam de capital intensivo e somando-se a

volatilidade desse mercado, o risco associado a esse tipo de projeto é elevado, reduzindo a

probabilidade de implantação (Alvarado e Manrique, 2010).

Zampieri (2012) analisa a injeção de bancos alternados de solução polimérica e água em

certos intervalos de tempo, para isso ele utilizou testemunhos do Arenito Botucatu, solução salina

de NaI, óleo de parafina comercial, e solução polimérica à base de poliacrilamida parcialmente

hidrolizada (HPAM). Um porta-testemunho especial foi utilizado para a realização dos testes de

deslocamento, sendo monitoradas as pressões ao longo da amostra, além de massas e volumes de

injeção e de produção dos fluidos durante o tempo. Foram realizados quatro testes para analisar a

influência da injeção de água, polímeros e injeção alternada de bancos de água e de polímeros,

sendo ao final comparados os resultados para cada condição de teste. Primeiramente todas as

amostras foram submetidas à injeção de água e após a re-saturação com óleo, as mesmas foram

submetidas às seguintes condições: injeção contínua de solução polimérica no primeiro e terceiro

testes; banco de solução polimérica seguido por banco de água no segundo teste; e por último,



dois ciclos alternados de polímero e água. Foram encontrados melhores resultados para a

utilização de polímeros e de bancos de água e polímeros em relação à injeção de água.

Os estudos realizados foram de fundamental importância para uma melhor compreensão

da aplicação do método de injeção de polímeros em reservatórios de petróleo, bem como para a

seleção dos parâmetros a serem estudos no reservatório.


Capítulo IV:

Materiais e Métodos

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e Métodos

4 Materiais e Métodos

Neste capitulo são apresentadas as ferramentas computacionais utilizadas no trabalho,

como também é descrito o modelo utilizado para o estudo do processo de injeção de água e de

polímeros.

4.1 Ferramentas computacionais

Os módulos utilizados no trabalho foram os seguintes aplicativos desenvolvidos pela

CMG (Computer Modelling Group): WINPROP, BUILDER, STARS e RESULTS (3D e Graph)

que são utilizados para simular o fluxo dos reservatórios.

4.1.1 WINPROP

O WINPROP é um aplicativo que tem por objetivo modelar o comportamento de fases e

as propriedades dos fluidos do reservatório. Esse conhecimento é importante nos processos em

que múltiplas fases coexistem e onde ocorrem variações composicionais com a mudança nas

condições de temperatura e pressão do reservatório. Esse módulo atua no ajuste da equação de

estado para representar experimentos de laboratório e gerar descrições de propriedades dos

fluidos adequados para uso nos simuladores de fluxo. O modelo gerado nesse módulo é

importado no BUILDER.

4.1.2 BUILDER

O BUILDER é um aplicativo usado na construção, edição, visualização e na geração do

arquivo de entrada (. dat) dos modelos de simulação de reservatórios para todos os simuladores

de fluxo desenvolvidos pela CMG.



4.1.3 STARS

O STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulation) é um simulador

térmico - composicional e de processos avançados de reservatório mais utilizado pela indústria.

Suas robustas reações cinéticas e capacidades geo-mecânicas fazem-no o mais completo e

flexível simulador de reservatório disponível para modelar o complexo processo de recuperação

de óleo e gás que estão sendo estudados e implementados atualmente. Além de poder ser

utilizado em vários sistemas operacionais.

As simulações nesse programa têm como dados de entrada a configuração da malha e o

modelo físico, que consistem nas características do meio (propriedades físicas da rocha-

reservatório); propriedades dos fluidos e condições de contorno (descrição das fronteiras do

reservatório); processo de recuperação (método, quantidade, orientação, distribuição e atribuições

dos poços) e condições iniciais. Como resultado, obtém-se a partir da iteração desses fatores, por

exemplo, a produção e vazão de óleo e água em cada poço produtor, além de outros dados.

Os sistemas de malha podem ser cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura

variáveis, podendo ser utilizadas configurações bidimensionais e tridimensionais para qualquer

sistema de malha. Neste estudo as simulações foram realizadas usando a versão 2012.10.

4.1.4 Tratamento estatístico

O tratamento estatístico foi realizado através de um programa computacional utilizado

para análise dos efeitos principais e as interações entre os parâmetros analisados.

4.2 Modelo do reservatório

Para facilitar a implementação do modelo assim como a compreensão do processo de

deslocamento do óleo e a interpretação dos resultados, a geometria do reservatório foi definida

como sendo a correspondente a um quarto do five-spot, que é constituída de um poço injetor e um


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e Métodos produtor. O reservatório possui dimensão areal de 100 metros x 100 metros e vertical de 30

metros, como mostra a figura 4.1.

Figura 4-1 - Modelo composicional do reservatório em 3D com configuração de injeção five-spot

O modelo utilizado foi de um reservatório homogêneo, semissintético com características

do Nordeste Brasileiro, seus dados geológicos estão descritos na Tabela 4.1.

4.2.1 Propriedades da rocha

Na Tabela 4-1, estão apresentadas as propriedades da rocha reservatório utilizada no

estudo. Elas foram baseadas em características de rochas encontradas no nordeste brasileiro.



Tabela 4-1- Propriedades da rocha reservatório

Dimensões do reservatório 100x100x30

Sistema de coordenadas Cartesiana

Configuração de injeção ¼ de five-spot

Temperatura (°C) 50

Permeabilidade (mD) 400

Porosidade 0,23

Profundidade (m) 687

Pressão de referência (psi) 28,5

Zona de óleo (m) 20

Zona de água (m) 10

Volume de óleo in place (m3 std) 32346,31

Viscosidade do óleo (cP@50 ºC) 17

Tempo do projeto (anos) 20

Compressibilidade da formação (1/psi) 30x10-5

Condutividade térmica da rocha Btu/ (m*dia*F) 78,74

Condutividade térmica da água Btu/ (m*dia*F) 28,54

Condutividade térmica do óleo Btu/ (m*dia*F) 5,91

Condutividade térmica do gás Btu/ (m*dia*F) 1,97

O modelo físico foi discretizado resultando em 9600 blocos. E está representado na Figura 4.2.



Figura 4-2- Discretização em 3D do modelo de reservatório em estudo

4.2.2 Mapa de saturação de óleo e localização dos poços produtor e injetor no

modelo base

A Figura 4.3 mostra o mapa de saturação de óleo que apresenta valor máximo de 0,75 nas

primeiras camadas da zona de óleo (topo do reservatório) e valor mínimo de 0,0001 nas últimas

camadas referentes à zona de água (base do reservatório).

Figura 4-3- Mapa de saturação do óleo com vista frontal dos poços produtor e injetor no

modelo base



4.3 Condições de operação dos poços

Os parâmetros operacionais foram mantidos constantes ao longo das simulações. A Tabela

4.2 mostra os valores de pressão máxima utilizadas nos poços injetores e produtores.

Tabela 4-2 - Parâmetros de Operação dos Poços.

Parâmetros Valores

Pressão de fundo de poço máxima, injetor (psi). 2500

Pressão de fundo de poço mínima, produtor (psi). 28,5

Vazão máxima de líquido produzido (m3 std/dia) 500

4.4 Modelagem dos fluidos

O modelo de fluido utilizado foi o composicional. Esse tratamento composicional leva em

consideração não somente a pressão e a temperatura do reservatório, mas também as

composições das diversas fases presentes no meio poroso, sendo assim o óleo não é mais

admitido como sendo formado por um único componente. Geralmente, quando o número de

hidrocarbonetos é muito grande, costuma-se agrupá-los em componentes e pseudocomponentes.

O objetivo do agrupamento é reduzir o tempo computacional que um tratamento mais rigoroso

exigiria.

O óleo utilizado no reservatório das simulações computacionais tem características

semelhantes às encontradas no Nordeste Brasileiro. O óleo tem viscosidade de 17cp na

temperatura de 50 ºC, o grau API é 28.66 e sua pressão de saturação é 3.95 Kgf/cm2 (56,18 psi).

Criou-se um modelo de fluidos composicional no qual o componente mais pesado, C12+,

possui uma fração 0.4007%. A massa específica C12+ é de 0.921 (g/cm3) e a massa molecular C12+

683.



As frações molares de todos os componentes presentes no modelo de fluido, estão

representadas na Tabela 4-3. Esse modelo foi considerado o original.

Tabela 4-3- Fração molar dos hidrocarbonetos presentes no fluido

Componentes Fração molar

N2 0,0006

C1 0,0009

C2 0,0009

C3 0,0019

IC4 0,0046

NC4 0,013

IC5 0,0235

NC5 0,0316

C6 0,0853

C7 0,0841

C8 0,01417

C9 0,0957

C10 0,0795

C11 0,0560

C12+ 0,4007

Para realizar a análise dos quinze componentes, estes foram agrupados para diminuir o

número de componentes. O agrupamento e suas respectivas frações molares estão representados

na Tabela 4-4.



Tabela 4-4- Agrupamento e percentual de cada componente e pseudocomponente

Componentes Fração molar (%)

N2 0,00073119548

C4 - C3 0,0045090387

IC4 - NC5 0,088596521

C6 - C9 0,34033493

C10 - C11 0,16512831

C12+ 0,4007

Esse modelo de fluido foi denominado de “Nordeste Brasileiro”, por ser constituído

a partir de dados e informações de campos semelhantes.

Na tabela 4-5 são mostrados os resultados experimentais da liberação diferencial do

mesmo óleo que foram utilizados no WinProp para criar o modelo de fluido.

Tabela 4-5- Dados PVT do teste de liberação diferencial do óleo leve

Pressão F. V. f do óleo Razão de Viscosidade do Densidade do

(psi) (Bo) (rb/stb) solubilidade óleo (cp) óleo (g/cm3)

(Rs)(scf/stb)

56 1,0263 2,75 23,75 0,8618

60 1,0260 2,75 23,92 0,8621

55 1,0264 2,75 23,71 0,8618

50 1,0268 2,75 23,50 0,8615

45 1,0272 2,75 23,29 0,8612

40 1,0276 2,75 23,07 0,8609

35 1,0280 2,75 22,85 0,8605

30 1,0284 2,75 22,63 0,8602

25 1,0288 2,75 22,41 0,8599

20 1,0291 2,75 22,19 0,8596

15 1,0295 2,75 21,97 0,8592

10 1,0299 2,75 21,76 0,8589

5 1,0303 2,75 21,54 0,8586



As Figuras 4-4 e 4-5 apresentam as curvas do Fator Volume de Formação do óleo e da

Razão de Solubilidade do gás no óleo ajustados a partir dos dados de liberação diferencial.

Figura 4-4- Fator volume de formação do óleo



Figura 4-5- Razão de solubilidade do gás no óleo As Figuras 4-4 e 4-5 apresentam as curvas do Fator Volume de Formação do óleo e da Razão de

Solubilidade do gás no óleo e mostram que os dados experimentais que foram inseridos no

simulador com o objetivo de criar um modelo confiável e representativo do fluído no reservatório

para que possa ser usado para simular o processo de injeção de solução polimérica, ajustaram-se

aos dados calculados pelo WinProp.

4.5 Curva de viscosidade

A viscosidade é uma das propriedades mais importantes no ajuste do modelo de fluidos,

devido à influência no deslocamento do óleo. A Figura 4-6 mostra o ajuste entre os valores

teórico e simulado.



Figura 4-6- Ajuste da viscosidade do óleo

4.6 Permeabilidades relativas

As curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo e para o sistema gás-

líquido estão apresentadas nas figuras 4-7 e 4-8, respectivamente.



Figura 4-7- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo

Figura 4-8- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás-líquido Maria do Socorro Bezerra da Silva 62


4.7 Fluido injetado

O polímero utilizado para realizar o estudo teve como referência arquivos dates do

simulador STARS da CMG.

A injeção de polímero foi considerada como um escoamento bifásico, constituído por uma

fase óleo e uma fase aquosa, e de três fluídos: água, polímero e óleo, sendo que o polímero

coexistiu somente com a água (Furati, 1998; Langtangen, 1991). As características do polímero

utilizado neste trabalho estão apresentadas na tabela 4-6.

Tabela 4-6 - Características do polímero utilizadas no estudo

Pressão Temperatura Mw Densidade viscosidade

crítica Crítica

29 psi 300 F 10000lb/lbmol 0.0062lb/ft3 20cp

A densidade do polímero utilizado foi de 0,0062 lb/bbl, ou 100 ppm. O tamanho do banco

de polímero injetado foi de 20% do volume poroso, e enquadra-se na faixa dos casos mais bem

sucedidos (7% a 33%) mencionada por (Du e Guan, 2004) em seu trabalho que revisa a técnica

de injeção polimérica em escala de campo nos últimos quarenta anos. A solução polimérica

utilizada no estudo contém 20% de polímero e 80% de água.

4.8 Viscosidade do óleo do reservatório

Para o estudo do processo de injeção de solução polimérica, foram criados três tipos de

óleos sintéticos com viscosidades de 8cp, 17cp e 43cp utilizando o mesmo reservatório, isso foi

possível de ser realizado variando as frações dos hidrocarbonetos presentes no reservatório. A

tabela 4-7 apresenta as viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações.



Tabela 4-7 - Viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações. Viscosidade Frações dos hidrocarbonetos

C12+ C10-C11 C6-C9 IC4-NC5 C4-C3 N2 Total

8cp 0,00498 0,03642 0,84033 0,088597 0,009354 0,0007312 0,980412

17cp 0,4007 0,16513 0,34033 0,088597 0,004509 0,0007312 0,9999972

43cp 0,8946 0,00525 0,0062 0,088597 0,004509 0,0007312 0,9998872

4.9 Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais

Um passo importante para tornar a injeção de solução polimérica mais eficiente é

encontrar os valores ótimos das variáveis do projeto que maximizem o desempenho do campo.

Para verificar se determinados parâmetros exercem influência no processo de injeção da solução

com polímeros, foi realizada uma análise destes a fim de confirmar sua influência no processo.

Após pesquisas e análises realizadas para o processo, concluiu-se que dentre os

parâmetros operacionais que mais se aplicam ao estudo de injeção de polímeros são,

Concentração do polímero;

Viscosidade do polímero;

Viscosidade do óleo;

Vazão de injeção de água;

Para desenvolver a análise de combinações entre os parâmetros operacionais e de

reservatório, foi utilizado um planejamento fatorial completo de quatro variáveis com três níveis

(34). Este planejamento resultou em 81 simulações para a análise dos parâmetros. Optou-se por

um planejamento fatorial completo, para facilitar as análises sem perdas de resultados

importantes.

Os valores mínimos, médios e máximos estabelecidos para cada parâmetro foram

baseados em valores possíveis de serem encontrados em reservatórios reais do Nordeste do

Brasil, e estão representados na Tabela 5-4.



Tabela 4-8 - Níveis de parâmetros do reservatório

Parâmetros Níveis

-1 0 +1

Visc. do óleo 8cp 17cp 43cp

% de polímero 10 20 30

Visc. do polímero 10cp 20cp 40cp

Vazão de Água 25m3/dia 50m

3/dia 75m

3/dia

4.10 Metodologia de trabalho Figura 4-9- Metodologia do trabalho


Capítulo V:

Resultados e discussões

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões

5 Resultados

Este capítulo apresenta os principais resultados obtidos na pesquisa do Estudo

paramétrico de injeção de polímeros em reservatórios de petróleo. São mostrados os refinamentos

realizados para obtenção do modelo base, análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais e

demais resultados.

5.1 Escolha do modelo base refinado

Nas simulações computacionais, o refinamento da malha permite simular com blocos de

determinadas dimensões, aumentando a especificidade através da divisão em unidades menores.

A partir dessa divisão é possível analisar as informações em cada bloco, visando à eficiência do

estudo. Foram realizados cinco refinamentos para a escolha do modelo base com vazões de

injeção de água de 75m3/dia.

A discretização mais apropriada em termos de tempo de processamento e refinamento,

definida após o teste de malha, contem 20 células x 20 células na seção areal e 24 células na

seção vertical. O reservatório passa a conter 9600 blocos. Sendo na camada K = 24 blocos, cada

bloco na zona de óleo medindo 1 metro e na zona de água medindo 2,5 metros. A tabela 5-1

mostra os refinamentos realizados e a escolha do refinamento utilizado no estudo.

Optou-se para o modelo base a configuração do bloco (20x20x24), destacado em

vermelho, mostrado na tabela 5-1, por ser um dos modelos estudados mais refinados, permitindo

assim que a analise dos resultados se aproxime mais da realidade.



Tabela 5-1- Refinamentos para a escolha do modelo base

Modelo Malha Total de DIM K zona K zona Np(m3) T de simulação

blocos I J óleo de água 20 a (min , seg)

1 11*11*23 2783 *9.1 *9.1 2420*1 363*3.33 23975.8 11' 7''

2 13*13*23 3887 *7.69 *7.69 3380*1 507*3.33 23967.6 14' 4"

3 15*15*24 5400 *6.66 *6.66 4500*1 900*2.5 23887.9 19' 11"

4 20*20*24 9600 *5 *5 8000*1 1600*2.5 23680.5 37' 16"

5 13*13*25 4225 *7.69 *7.69 3380*1 845*2 23638.4 16' 9"

Na tabela 5-1, pode-se observar que houve pouca diferença entre as produções

acumuladas de óleo em cada um dos refinamentos ao final dos 20 anos de projeto, a Figura 5-1

apresenta as curvas de produção acumulada de todos os refinamentos, confirmando assim a

escolha do modelo. O reservatório a ser estudado passa a conter 9600. Não foram realizados mais

refinamentos visto que ultrapassaria 10000 blocos.

Figura 5-1- Produção acumulada de óleo dos refinamentos para escolha do modelo base. Maria do Socorro Bezerra da Silva 68


5.2 Análise comparativa do método com a injeção de água

A fim de verificar o comportamento do polímero no reservatório em estudo, foram

realizados alguns testes com a solução polimérica variando a porcentagem de polímero em (0%,

10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% e 100%) de polímero para uma vazão de água

injetada de 50 m3/dia.

Existem na literatura diversos estudos referentes ao tamanho de banco de polímero a ser

utilizado para obter uma boa produção de óleo, dentro de custos admissíveis, esta análise tem

como finalidade identificar um banco de polímero que tenha uma boa resposta quando aplicado

ao reservatório em análise e com baixos custos na operação. A Figura 5-2 apresenta as curvas de

produção acumulada da Injeção contínua de solução polimérica comparando com a recuperação

por injeção contínua de água sem polímero, com o objetivo de analisar sua eficiência na

recuperação do óleo.

Figura 5-2- Análise comparativa do método com a injeção de água sem polímero.



É possível observar na Figura 5-2 que a diferença entre os modelos de injeção de água

com polímero e apenas com a injeção de água, após 20 anos de projeto, apresenta resultados

satisfatórios para o emprego do método. As curvas com injeção de solução polimérica têm

comportamentos similares e mostram vantagens do uso do método na recuperação do óleo, no

entanto observa-se que quando se aumenta a concentração do polímero na água acima de 50%

aproximadamente do volume poroso, há um declínio nas curvas de produção de óleo. Estudos

mostram que a maior parte dos polímeros é, em certo grau, adsorvida pela rocha-reservatório e

que este processo de adsorção ocorre deixando a água, praticamente sem polímero, contatar o

fluido do reservatório, o que resulta em uma baixa eficiência de varrido. Neste estudo não está

sendo considerado este processo de adsorção do polímero a rocha, no entanto, este efeito pode

está ocorrendo no reservatório em estudo, quando se injeta concentrações de polímero acima de

50% do volume poroso.

5.3 Planejamento fatorial completo

Na Tabela 5-2 são apresentadas todas as combinações realizadas no planejamento fatorial

completo para o processo de injeção da solução polimérica tendo como resposta analisada a

produção acumulada em 5, 10, 15 e 20 anos de produção, e está organizada em ordem

decrescente da Np.



Tabela 5-2- Simulações realizadas para o estudo do processo de injeção de polímeros,

analisando a produção acumulada em 5,10,15 e 20 anos de produção. Caso µo % µp Qinj. Np

Pol. Água 5anos 10anos 15anos 20anos 12 8 20 10 75 18,789 20,289 20,926 21,284

9 8 10 40 75 18,626 20,199 20,886 21,274

6 8 10 20 75 18,557 20,161 20,868 21,269

3 8 10 10 75 18,489 20,124 20,852 21,267

15 8 20 20 75 18,899 20,328 20,926 21,264

21 8 30 10 75 19,038 20,383 20,937 21,251

18 8 20 40 75 19,003 20,363 20,927 21,247

24 8 30 20 75 19,170 20,409 20,919 21,206

27 8 30 40 75 19,279 20,413 20,880 21,142

23 8 30 20 50 18,615 20,169 20,779 21,121

26 8 30 40 50 18,817 20,251 20,804 21,115

20 8 30 10 50 18,397 20,063 20,736 21,112

17 8 20 40 50 18,368 20,030 20,714 21,096

14 8 20 20 50 18,220 19,952 20,678 21,086

11 8 20 10 50 18,064 19,857 20,628 21,066

8 8 10 40 50 17,885 19,720 20,546 21,022

5 8 10 20 50 17,805 19,663 20,513 21,006

2 8 10 10 50 17,726 19,604 20,477 20,987

25 8 30 40 25 16,975 19,559 20,488 20,950

22 8 30 20 25 16,748 19,307 20,329 20,858

19 8 30 10 25 16,530 19,043 20,140 20,738

16 8 20 40 25 16,561 19,035 20,115 20,712

13 8 20 20 25 16,415 18,856 19,976 20,613

10 8 20 10 25 16,275 18,675 19,825 20,499

7 8 10 40 25 16,170 18,487 19,641 20,344

4 8 10 20 25 16,097 18,390 19,552 20,269

1 8 10 10 25 16,026 18,290 19,457 20,187

54 17 30 40 75 17,009 18,856 19,690 20,187

51 17 30 20 75 16,727 18,650 19,533 20,059

48 17 30 10 75 16,437 18,419 19,345 19,903

53 17 30 40 50 16,344 18,400 19,327 19,881

45 17 20 40 75 16,391 18,379 19,312 19,876

42 17 20 20 75 16,200 18,214 19,173 19,758

50 17 30 20 50 16,007 18,121 19,096 19,687

39 17 20 10 75 16,011 18,047 19,029 19,634

36 17 10 40 75 15,789 17,843 18,853 19,482

47 17 30 10 50 15,664 17,818 18,838 19,465

44 17 20 40 50 15,624 17,770 18,795 19,427

33 17 10 20 75 15,697 17,758 18,779 19,416



30 17 10 10 75 15,604 17,672 18,703 19,350

41 17 20 20 50 15,402 17,561 18,611 19,264

38 17 20 10 50 15,181 17,347 18,419 19,093

52 17 30 40 25 14,535 17,188 18,362 19,064

35 17 10 40 50 14,932 17,083 18,176 18,874

32 17 10 20 50 14,826 16,974 18,076 18,784

49 17 30 20 25 14,230 16,825 18,032 18,769

29 17 10 10 50 14,721 16,866 17,975 18,691

46 17 30 10 25 13,933 16,459 17,688 18,456

43 17 20 40 25 13,930 16,417 17,638 18,407

81 43 30 40 75 13,512 16,133 17,431 18,240

40 17 20 20 25 13,734 16,172 17,402 18,187

78 43 30 20 75 13,236 15,872 17,191 18,019

37 17 20 10 25 13,546 15,929 17,163 17,962

75 43 30 10 75 12,954 15,586 16,919 17,764

80 43 30 40 50 12,894 15,576 16,906 17,747

72 43 20 40 75 12,907 15,537 16,872 17,720

34 17 10 40 25 13,364 15,649 16,870 17,680

31 17 10 20 25 13,273 15,528 16,748 17,561

69 43 20 20 75 12,722 15,336 16,675 17,531

77 43 30 20 50 12,573 15,252 16,597 17,456

28 17 10 10 25 13,183 15,409 16,625 17,442

66 43 20 10 75 12,537 15,131 16,469 17,332

74 43 30 10 50 12,255 14,912 16,265 17,138

71 43 20 40 50 12,209 14,854 16,209 17,084

63 43 10 40 75 12,320 14,880 16,212 17,078

60 43 10 20 75 12,226 14,772 16,101 16,969

57 43 10 10 75 12,133 14,662 15,990 16,859

68 43 20 20 50 11,999 14,620 15,975 16,858

79 43 30 40 25 11,385 14,303 15,717 16,623

65 43 20 10 50 11,796 14,383 15,736 16,622

62 43 10 40 50 11,563 14,090 15,433 16,321

76 43 30 20 25 11,112 13,930 15,335 16,248

59 43 10 20 50 11,466 13,971 15,308 16,198

56 43 10 10 50 11,371 13,852 15,183 16,072

73 43 30 10 25 10,849 13,561 14,949 15,863

70 43 20 40 25 10,839 13,512 14,891 15,803

67 43 20 20 25 10,669 13,270 14,633 15,542

64 43 20 10 25 10,505 13,032 14,376 15,280

61 43 10 40 25 10,338 12,752 14,064 14,956

58 43 10 20 25 10,260 12,636 13,936 14,824

55 43 10 10 25 10,185 12,522 13,809 14,692



Cada efeito foi analisado para entender se a mudança desde os níveis inferiores até os

superiores resultam em um aumento ou em uma diminuição do valor da produção acumulada,

avaliou-se através do digrama de Pareto a significância linear (L) dos parâmetros e das interações

entre os mesmos. Os diagramas foram realizados para a produção em 5, 10, 15 e 20 anos. As

Figuras 5-3, 5-4 e 5-5 apresentam os digramas para os quatro parâmetros analisados tendo a

produção acumulada como a variável de resposta em 5, 10 e 15 anos de produção.

No diagrama, o valor apresentado ao lado da barra resulta da divisão da média das

respostas nos níveis analisados pelo erro padrão. Quando este valor é positivo significa que, com

uma mudança do nível mínimo ao máximo da variável analisada há um incremento da resposta,

da mesma forma, um valor negativo referente a um parâmetro analisado, significa que tal variável

contribui no sentido de diminuir o valor esperado para a resposta analisada, que neste caso é a

produção acumulada. São considerados resultados estatisticamente significativos ao nível de 95

% de confiança, os fatores cujas barras extrapolam a linha divisória (p = 0,05).

Figura 5-3 – Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 5 anos.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões Figura 5-4 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 10 anos.

Figura 5-5 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 15 anos.



A intensidade do efeito de cada parâmetro analisado, e das interações entre eles sobre a

produção de óleo pode ser vistos nas Figuras 5-3, 5-4 e 5-5 onde observar - se que todas as

variáveis estudadas apresentaram influência estatisticamente significativa, contribuindo assim

para um aumento na produção acumulada. Dessa forma, foi feita uma análise individual destes

parâmetros em relação à influência sobre a produção acumulada, observando-se que:

A viscosidade do óleo (Visc. óleo) foi o parâmetro individual que mais contribuiu

estatisticamente para a produção de óleo no método estudado. Neste caso, o aumento da

viscosidade promove uma diminuição na variável resposta.

A vazão de injeção de água foi o segundo parâmetro que mais influenciou estatisticamente na

produção de óleo. Observa-se que um incremento da vazão de injeção no intervalo estudado

promove um aumento na produção acumulada.

A porcentagem do polímero foi o terceiro fator mais influente na recuperação do óleo, visto que

esse, mesmo em pequenas concentrações, aumenta a eficiência de varrido pela redução da mobilidade do fluido injetado. A viscosidade do polímero aparece como parâmetro que menos influencia significativamente na

recuperação do óleo residual comparado aos outros parâmetros estudados.

Observa – se no Diagrama que alguns efeitos das interações dos parâmetros também

apresentam valores estatisticamente significativos sobre o valor da produção acumulada em 20

anos de injeção. O diagrama de Pareto mostra que os parâmetros que apresentam valores

positivos são:

Viscosidade do óleo e porcentagem de polímero

Viscosidade do óleo e vazão de injeção de água

Viscosidade do óleo e viscosidade do polímero Maria do Socorro Bezerra da Silva 75


E os efeitos combinados com valores negativos são:

Porcentagem de polímero e Vazão de injeção de água

Viscosidade do polímero e vazão de injeção de água

Nos diagramas de Pareto apresentados nas Figuras 5-3, 5-4 e 5-5, é possível observar que

existem parâmetros lineares (L) e quadráticos (Q). Esses termos quadráticos não são analisados

como um aumento ou diminuição da variável resposta, porque devido ao fato de serem

quadráticos, os resultados das mudanças dos efeitos dentro da variável quadrática são sempre

positivos e são responsáveis pela curvatura na superfície de resposta.

A técnica de superfícies de resposta foi utilizada para analisar a influência das interações

entre dois parâmetros de modo a identificar a máxima e mínima resposta sobre a produção de

óleo em 5, 10 e 15 anos de produção. As superfícies de resposta apresentadas são as mais

representativas da análise de sensibilidade, e estão em concordância com os resultados do

diagrama de Pareto.

Os parâmetros operacionais que não estão sendo analisados foram mantidos no ponto

intermediário. As superfícies de resposta foram analisadas somente para as interações entre

parâmetros que de acordo com o diagrama de Pareto apresentaram significância estatística. As

Figuras 5-6, 5-7, 5-8 e 5-9 apresentam as superfícies de resposta analisadas.

A Figura 5-6 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros % de

polímero vs. Viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e 15 anos de projeto.



Figura 5-6 - Superfície de resposta: % de polímero vs. viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e

15 anos.

Analisando a Figura 5-6 que mostra as superfícies de resposta para a interação entre os

parâmetros % de polímero e viscosidade do óleo em 5, 10 e 15 anos, observa-se um

comportamento semelhante nos três períodos de produção de óleo, indicando que a área de maior

produção é obtida quando se injeta maiores porcentagens de polímeros quando é utilizado um

óleo de baixa viscosidade.



A Figura 5-7 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros

viscosidade do polímero vs. % do polímero em 5 anos, 10 anos e 15 anos de projeto.

Figura 5-7 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. % de polímero em 5 anos, 10

anos e 15 anos.

A Figura 5-7 mostra as superfícies de resposta para a interação entre a viscosidade do polímero e

a % de polímero utilizado nos estudos. Observa-se nas superfícies de resposta que a interação

entre estes parâmetros em 5 anos de projeto ainda não é definida, porém em 10 e 15 anos de


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões projeto esta interação ocorre, indicando que maiores produções de óleo ocorrem para

viscosidades altas de polímeros e altas porcentagens de polímero utilizadas.

A Figura 5-8 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros vazão

de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto.

Figura 5-8 - Superfície de resposta: vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos

e 15 anos de projeto.

A Figura 5-8 mostra as superfícies de resposta para a interação entre a vazão de água e a

viscosidade do óleo, que ocorrem em 10 e 15 anos do projeto, nos períodos analisados, e

apresentam comportamento semelhante nos dois períodos, mostrando que maior produção de

óleo acontece quando se injeta maiores vazões de água para baixas viscosidades de óleo.

A Figura 5-9 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros vazão

de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto.



Figura 5-9 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. viscosidade do óleo em 10 anos

e 15 anos.

As superfícies de resposta da Figura 5-9 mostram a interações entre a viscosidade do polímero e a

viscosidade do óleo que ocorrem em 10 e 15 anos de projeto, nos períodos analisados, e mostram

que as maiores produções de óleo acontecem quando são utilizadas maiores viscosidades de

polímero e baixas viscosidades de óleo.

As regiões de máxima resposta da superfície de resposta são representadas pelas áreas em

vermelho, enquanto as verdes estão associadas aos níveis de parâmetros que apresentam os

menores valores para a variável considerada.

5.4 Processos simulados

Os processos simulados para os três tipos de viscosidade (8cp, 17cp e 43cp) foram à

produção primária, ou seja, a produção sem qualquer intervenção externa, a injeção de água e a

injeção de polímero (solução polimérica), que em alguns casos consistiu de injeções alternadas

injetando-se um primeiro banco de solução polimérica seguida pela água de injeção e em outros

foram injetados um primeiro banco de água, seguido por um banco de solução polimérica.



O processo foi realizado desta forma, visto que alguns trabalhos na literatura introduzem a

injeção de polímero como sendo mais eficiente quando é utilizado como processo secundário, ou

seja, um banco de polímero deve ser injetado antes do banco de água. A injeção alternada de

solução polimérica também aparece como uma técnica economicamente viável, comparada à

injeção continua de solução polimérica, a qual teria gastos bem maiores. Como o método

estudado é considerado um processo terciário, a maioria dos testes foram realizados injetando-se

primeiro um banco de água, seguido por um banco de polímero, obtendo resultados semelhantes

ao anterior.

Os testes foram programados com o objetivo de viabilizar a análise e comparação entre as

respostas da injeção de água, de solução polimérica e de bancos de água e polímero que foram

simulados como mostra a Figura 5-10.

Recuperação Primária

Injeção Contínua

Injeção contínua de água

Injeção contínua de solução polimérica

Processos alternados

Injeção alternada por 3 meses Injeção alternada por 6 meses Injeção alternada por 1 ano

Figura 5-10 – Processos Simulados.



Os processos de simulações mostrados na Figura 5-10 foram realizados para as três

viscosidades (8cp, 17cp e 43cp) variando as vazões de água injetada em 25m3/dia, 50 m

3/dia e 75

m3/dia e tendo como variável analisada a produção acumulada. O fluido injetado para realizar os

testes de simulação (solução polimérica) contém 20% de polímero e 80% de água, visto que é um

banco intermediário aos outros testados e também apresenta uma boa resposta de óleo

recuperado.

As Figuras 5-11 e 5-12 apresentam as curvas de produção acumulada e a vazão do óleo

para a viscosidade do óleo de 8cp na vazão de 50 m3/dia em 20 anos de projeto comparando com

recuperação primária. Foram realizadas análises com o mesmo óleo nas vazões de água de

25m3/dia e 75 m

3/dia e se encontram no anexo desta Dissertação por apresentarem

comportamentos semelhantes.

Figura 5-11 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia.



Figura 5-12 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia.

Os processos simulados para o óleo de viscosidade 8cp na vazão de água injetada de

50m3/dia, apresentam curvas de produção com comportamento semelhante nos processos

contínuos e alternados em relação à produção primária. Em todo o tempo do projeto, o método de

injeção de solução polimérica mostra um melhor incremento na produção em relação à produção

primária, no entanto, mesmo utilizando a injeção de solução polimérica para este óleo, esta não

consegue ter um melhor incremento em relação à produção por injeção de água. Um incremento

na produção de óleo é observado no período de 2001 á 2011 aproximadamente, indicando que o

processo de injeção contínua de solução polimérica está conseguindo deslocar um pouco mais de

óleo em relação aos outros processos simulados.

As Figuras 5-13 e 5-14 apresentam as curvas de produção acumulada e vazão de óleo para a

viscosidade do óleo de 17cp em 20 anos de projeto. Foram realizadas análises com o mesmo óleo

para as vazões de água injetada de 25m3/dia e 75 m

3/dia e encontram-se no anexo desta

Dissertação por apresentarem comportamentos semelhantes.



Figura 5-13 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia.

Figura 5-14 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia



Os processos simulados para o óleo de 17 cp apresentam curvas de produção com um

comportamento semelhante, e observa-se que o método utilizado está incrementando a produção

de óleo em relação a produção primária, conseguindo recuperar mais óleo. Observa-se também,

que o processo que obtém um melhor incremento na produção deste óleo é quando se injeta

solução polimérica de forma contínua. A produção de óleo por injeção contínua de água

apresenta níveis baixos, e os processos alternados não apresentam diferença de produção entre

eles.

As Figuras 5-15 e 5-16 mostram as curvas de produção acumulada e vazão de óleo para a

viscosidade do óleo de 43cp em 20 anos de projeto. Foram realizadas análises com o mesmo óleo

nas vazões de água de 25m3/dia e 75 m

3/dia e se encontram no anexo desta Dissertação.

Figura 5-15 - Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 50m3/dia



Figura 5-16 - Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 50m3/dia

Os processos simulados para o óleo de viscosidade 43 cp, mostram também semelhança nas

curvas de produção, pelas curvas observa-se que o incremento na produção deste óleo também

foi obtido quando se injeta solução polimérica de forma contínua em relação aos outros processos

e a produção primária.

As Figuras 5-11, 5-12, 5-13, 5-14, 5-15 e 5-16 mostram as produções acumulada e as

vazões de óleo para os processos simulados. Analisando as Figuras, observa-se uma melhor

eficiência do método em todos os testes quando se injeta a solução polimérica de forma contínua

durante os 20 anos de projeto. As curvas de produção acumulada quando se injeta a solução

polimérica de forma alternada com a água, mostram pouca ou nenhuma diferença entre elas em

todos os casos quando se analisa a produção acumulada. Observa-se, portanto, que o método

apresenta uma melhor eficiência quando a solução polimérica é utilizada de forma contínua.

Nas próximas Figuras serão comparadas as curvas de produção acumulada quando se

injeta a solução polimérica de forma contínua comparada com a injeção continua de água.



5.5 Comparativo da injeção continua da solução polimérica com a injeção

contínua de água.

Nas próximas Figuras serão apresentados os gráficos de produção acumulada quando se

injeta solução polimérica de forma contínua comparada com a injeção continua de água.

As Figuras 5-17, 5-18 e 5-19, mostram as curvas de produção acumulada para as três

viscosidades estudadas nas vazões de água de 25m3/dia, 50 m

3/dia e 75 m

3/dia.

Viscosidade do óleo_8cp

Figura 5-17 - Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 8cp comparando a injeção

contínua de solução polimérica com injeção contínua de água.

Na Figura 5-17 são analisadas as curvas de produção acumulada para o óleo de 8cp e observa-se

que ao final dos 20 anos de projeto as curvas da produção acumulada quando se utilizada o



método estão muito próximas, isto está ocorrendo porque à medida que está se produzindo óleo,

também está produzindo água, praticamente na mesma proporção, chegando uma grande

quantidade de água junto com o óleo produzido.

Viscosidade do óleo_17cp

Figura 5-18 - Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 17cp comparando a

injeção contínua de solução polimérica com injeção contínua de água.

A Figura 5-18 apresenta as curvas de produção acumulada para óleo de 17cp, onde observa-se

que a medida que está produzindo óleo também está produzindo uma quantidade significativa de

água, mas com menores vazões de água produzida.



Viscosidade do óleo_43cp Figura 5-19 - Curvas de produção acumulada do óleo com viscosidade 43cp comparando a

injeção contínua de solução polimérica com injeção contínua de água.

A Figura 5-19 mostra as curvas de produção acumulada para o óleo de viscosidade 43cp, é

possível observar que o incremento na produção de óleo é maior em relação à produção do óleo

por injeção de água, quando se utiliza a injeção de solução polimérica.

As curvas apresentadas nas Figuras 5-17, 5-18 e 5-19 mostram que o método de injeção

continua de solução polimérica apresenta uma melhor produção de óleo quando comparado com a

injeção de água. Com base nestas observações, posteriormente será realizada uma análise da

variação da produção acumulada para os três tipos de óleo estudados, analisando qual viscosidade

de óleo apresentará uma resposta satisfatória do método em relação à produção de óleo e a

produção de água.



5.6 Análise da vazão de água para a injeção continua de polímero comparado

à injeção contínua de água

As próximas Figuras apresentam as curvas de vazão de água quando é utilizado o método

de injeção continua de solução polimérica e injeção continua de água, com a finalidade de avaliar

a vazão de água produzida ao decorrer dos 20 anos de projeto quando são utilizadas as vazões de

25m3/dia, 50m

3/dia e 75m

3/dia.

As Figuras 5-20 e 5-21 apresentam a vazão de água produzida para um óleo de viscosidade

8cp, quando submetido ao processo de injeção continua de polímero e injeção continua de água.

Figura 5-20 – Vazão de água para a produção em 20 anos Maria do Socorro Bezerra da Silva 90

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões Figura 5-21 – Período de maior vazão de água em 20 anos. As Figuras 5-20 e 5-21 mostram as curvas de produção de água para os processos de injeção

contínua nas três vazões de água estudadas. Para um óleo leve de viscosidade 8cp, a maior

produção de água é observada no período que acontece no inicio do projeto, no ano de 2000 e

tende a se estabilizar em julho de 2000, chegando á uma produção neste período de

aproximadamente 369.385 m3/dia.



As Figuras 5-22 e 5-23 apresentam a vazão de água para um óleo de viscosidade 17cp,

quando submetido ao processo de injeção continua de polímero e injeção continua de água.

Figura 5-22- Vazão de água para a produção em 20 anos

Figura 5-23 - Período de maior vazão de água em 20 anos Maria do Socorro Bezerra da Silva 92

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões As Figuras 5-22 e 5-23 mostram as curvas de produção de água para os processos de injeção

contínua nas três vazões de água estudadas. Para um óleo leve de viscosidade 17cp, é observada a

maior produção de água no período que acontece no inicio do projeto, no ano de 2000 e tende a

se estabilizar em julho de 2000, chegando á uma produção neste período de aproximadamente

369.385 m3/dia.

As Figuras 5-24 e 5-25 apresentam a vazão de água para um óleo de viscosidade 43cp,

quando submetido ao processo de injeção continua de polímero e injeção continua de água.

Figura 5-24 - Vazão de água para a produção em 20 anos



Figura 5-25 – Período de maior vazão de água em 20 anos As Figuras 5-24 e 5-25 apresentam as curvas de produção de água para os processos de injeção

contínua nas três vazões de água estudadas. Para o processo neste óleo de viscosidade de 43cp, as

curvas de vazão de água mostram que a produção de água tarda um pouco mais a se estabilizar,

ocorrendo assim sua estabilização no ano de 2001, ou seja, com um ano de projeto. O período de

maior vazão de água chega a produzir aproximadamente 293.262 m3/dia. As curvas de vazão de

água, quando estabilizadas em todos os testes, produzem menos de 100m3/dia.

5.7 Análise da variação da produção acumulada para a injeção continua de

solução polimérica comparada à injeção de água.

A fim de avaliar a eficiência da recuperação de óleo com o processo de injeção de

polímeros, realizou-se através da Equação (1) o cálculo da nos processos simulados de injeção contínua da solução polimérica comparando com a injeção de água com o objetivo de

verificar o incremento na produção quando se utiliza o método.



As Tabelas 5-4, 5-5 e 5-6 apresentam a ∆Np para cada analise em 20 anos de projeto.

Tabela 5-3 - ∆Np em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 8cp Qinj. Água Inj. de solução Inj. de água sem ∆Np (% em 20 anos)

(m3/dia) polimérica (20 anos) polímero (20 anos)

25 20.613 19.841 3,89

50 21.150 20.848 1,45

75 21.264 21.197 0,32

Observando-se os dados na tabela 5-4, a ∆Np em 20 anos de produção, percebe se que ao final

do projeto a produção acumulada apresenta baixos níveis na taxa de crescimento, quando é usada uma

vazão de injeção de água de 75m3/dia, apresenta níveis ainda menores, isso pode ser atribuído á

viscosidade do óleo que é muito leve, ocorrendo então à chegada de uma grande produção de água junto

com óleo, dificultando assim a produção do óleo.

Tabela 5-4 - ∆Np em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 17 cp

Qinj. Água Inj. de solução Inj. de água sem ∆Np (% em 20 anos)


25 18.187 16.988 7,08

50 19.264 18.366 4,88

75 19.758 19.114 3,37

A tabela 5-5 apresenta a ∆Np para 20 anos de projeto quando o método é aplicado em um reservatório

para deslocar um óleo de viscosidade de 17cp, que também é considerado um óleo leve, observa-se que ao

final do projeto há um bom incremento na taxa percentual da produção de óleo mesmo em altas vazões de

água.



Tabela 5-5 - ∆Np em 20 anos de produção para uma viscosidade de óleo de 43cp

Qinj. Água Inj. de solução Inj. de água sem ∆Np (% em 20 anos)


25 15.542 14.166 9,7

50 16.852 15.559 8,35

75 17.531 16.379 7,03

A tabela 5-6 mostra que quando a solução polimérica é aplicada para deslocar um óleo de

viscosidade 43cp, é observado um incremento na produção bastante significativo em todas as

vazões utilizadas, isso pode atribuir-se ao fato de que a solução polimérica pode está com uma

viscosidade próxima da do óleo do reservatório, assim fazendo com que á água tarde a chegar ao

poço produtor, acarretando uma melhor produção de óleo ao final dos 20 anos de projeto.

5.8 Análise do processo que obteve a melhor resposta para a produção de

óleo

Analisando todas as produções acumuladas (∆Np) decidiu-se fixar os próximos testes

para a viscosidade que obteve a melhor resposta para a produção acumulada de óleo quando é

utilizado o método de solução polimérica.

As Figuras 5-26, 5-27 e 5-28 apresentam os mapas da saturação de óleo com vista areal

mostrando a área varrida no reservatório quando é utilizado o processo de injeção contínua de

solução polimérica comparada com a injeção de água quando aplicado ao óleo de viscosidade

43cp em 20 anos do projeto. O objetivo desta análise é ilustrar como a frente de solução

polimérica e injeção de água se desloca dentro do reservatório, assim será possível ter uma idéia

da Eficiência de Varrido Areal dos processos simulados. Cada Figura mostra a saturação de óleo

para injeção continua de solução polimérica comparando com a injeção continua de água, e

correspondem a 5, 10 e 15 de projeto.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões As Figuras 5-26 apresentam os mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10, e 15 anos do

processo para uma vazão de injeção de água de 25m3/dia.



Figura 5-26 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10, e 15 anos do processo. Observa-se nos mapas de saturação de óleo apresentados na Figura 5-26 , que quando a vazão de

água injetada é de 25m3/dia, é possível observar que em 5 anos do projeto a saturação de óleo

consegue ser reduzida a valores menores utilizando o método de solução polimérica, no entanto,

quando é injetado apenas água observa-se que a partir de 10 anos de projeto não é mais viável

injetar apenas água pura, pois esta não consegue mais deslocar uma quantidade satisfatória de

óleo, produzindo assim mais água.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões As Figuras 5-27 apresentam os mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10 e 15 anos do




Figura 5-27 - Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5, 10 e 15 anos do processo. A Figura 5-27 apresenta os mapas de saturação do óleo, e observa-se que quando a vazão de água

injetada é de 50m3/dia, o fluido de solução polimérica consegue deslocar o óleo do reservatório

de forma crescente em todos os períodos analisados, no entanto, o deslocamento do óleo

injetando apenas água, em todos os períodos o varrido areal é semelhante, e não consegue ter

uma boa recuperação do óleo, deixando boa parte do óleo ainda no reservatório.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões As Figuras 5-28 apresentam os mapas de saturação de óleo nos períodos de 5,10 e 15 anos do




Figura 5-28- Mapas de saturação de óleo nos períodos de 5,10 e 15 anos do processo

Na Figura 5-28, observa-se que injetando 75 m3/dia de água, quando o fluido injetado é somente

água pura, esta apresenta uma produção de óleo satisfatória, porém, não apresenta um

deslocamento de óleo tão bom quanto quando se compara com a injeção de solução polimérica,

que consegue percorrer uma área maior no reservatório e assim produzindo mais óleo.

Analisando as Figuras 5-26, 5-27 e 5-28, que apresentam os mapas de saturação de óleo, observa-

se um aumento no varrido areal do reservatório quando se injeta solução polimérica nos períodos

indicados e observa-se uma diminuição da saturação de óleo próximo ao poço injetor, isto ocorre

pelo efeito da solução polimérica injetada que está direcionando o óleo ao poço injetor e

consequentemente uma maior quantidade de óleo é produzida no reservatório, quando comparada

a injeção de água. Em todas as Figuras pode ser observado que com a adição do polímero, a zona

invadida pela solução polimérica foi maior do que na alternativa de injeção contínua de água,

devido ao ajuste da mobilidade entre o óleo e o fluido injetado.



5.9 Fator de Recuperação (FR) em função do volume poroso injetado (VPI)

Com o objetivo de comparar o desempenho entre as diferentes vazões utilizadas, foi

realizada uma análise do Fator de Recuperação (FR) em função do volume de fluido injetado no

reservatório, para quatro períodos do projeto em (5, 10, 15 e 20 anos), quando utiliza o processo

de injeção continua de solução polimérica. A figura 5-42 apresenta as curvas FR x VPI para as

vazões de 25, 50 e 75m3/dia.

Figura 5-29 - Curvas FR x VPI para as vazões de 25 m3/dia, 50 m

3/dia e 75m

3/dia.

Na Figura 5-29 são apresentadas três curvas que mostra o percentual do volume poroso que é

atingido por cada uma das vazões de injeção de água, quando é utilizado método de injeção

solução polimérica em 20 anos. É possível perceber que as três curvas têm tendências similares,

embora o valor final de VPI para cada uma seja diferente. Isso se deve ao volume de água

injetado com a vazão de 75m3/dia em 20 anos que é maior do que o volume de água injetado com

a vazão de 25 m3/dia.

Visto que o processo de injeção de solução polimérica tem como objetivo diminuir a mobilidade

da água injetada no reservatório e consequentemente diminuir a vazão de água produzida, as

próximas análises serão realizadas para uma vazão de injeção de água de 50m3/dia, que também

obteve resultados satisfatórios na resposta analisada no processo de produção de óleo e



consequentemente produzindo menos água, quando comparada com as vazões de 25m3/dia e

75m3/dia.

As Figuras 5-30 e 5-31 apresentam os mapas de mobilidade do óleo e mobilidade da água em três

períodos do projeto para 5, 10 e 15anos.

5.10 Mapas da mobilidade do óleo, comparando a injeção contínua de solução

polimérica com a injeção contínua de água. Maria do Socorro Bezerra da Silva 104


Figura 5-30 - Mobilidade do óleo em 5, 10 e 15 anos do projeto.



A Figura 5-30 apresenta os mapas de mobilidade do óleo e mostra que a mobilidade da

fase óleo aumenta quando o fluido injetado é a solução polimérica devido ao fato do fluido que

está deslocando o óleo, no caso água, está com uma viscosidade próxima á do óleo, assim

fazendo com que o varrido no reservatório aconteça de forma homogênea e assim direcionando o

óleo ao poço produtor evitando a formação de caminhos preferenciais. Com isso, ocorrerá a

chegada antecipada de óleo ao poço produtor em relação à injeção de água, esta chegada de óleo

ao poço produtor já é observada nos primeiros anos de projeto. Nos mapas de mobilidade do óleo

dá pra ter uma boa visão da varredura do reservatório quando são utilizados os dois métodos,

salientando que nos dois casos o mesmo volume de líquido é injetado no reservatório, com a

única diferença que em um dos casos é injetada uma solução polimérica. Observa-se que a

melhor produção de óleo acontece quando se injeta a solução polimérica visto que essa por estar

com uma mobilidade favorável tende a se expandir no reservatório varrendo mais áreas de

produção e consequentemente deslocando mais óleo para o poço produtor.

5.11 Mapas da mobilidade da água, comparando a injeção contínua de solução

polimérica com a injeção contínua de água.



Figura 5-31 - Mobilidade da água em 5, 10 e 15 anos do projeto.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões A Figura 5-31 apresenta os mapas de mobilidade da água utilizando a solução polimérica

comparando com injeção de água em três tempos do projeto e observa-se que a mobilidade da

água consegue ser reduzida a menores valores quando é utilizada a injeção de solução polimérica,

isto acontece através da viscosificação da água pelo polímero.

Pelos mapas de mobilidade da água, observa-se que esta consegue ser diminuída ao longo do

processo quando se injeta solução polimérica em relação á água, enquanto que para o óleo sua

viscosidade é inalterada, em consequência deste processo a varredura do reservatório é mais

eficiente quando se injeta a solução polimérica e consequentemente a uma redução de digitação

viscosa que são os caminhos preferenciais, resultando assim em uma mobilidade favorável entre

as fases água e óleo, produzindo mais óleo e menos água.

5.12 Mapas da viscosidade da água, comparando a injeção contínua de solução

polimérica com a injeção contínua de água.

Figura 5-32 – Viscosidade da água em 1 ano de projeto.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e Discussões Figura 5-33 - Viscosidade da água em 3 anos de projeto. Os mapas de viscosidade da água apresentadas nas figuras 5-32 e 5-33, mostram a viscosidade da

água quando é utilizada a solução polimérica e quando é utilizado apenas água nos períodos de 1

e 3 anos de projeto. Em um ano de projeto já é possível observar uma melhor varredura no

reservatório quando é utilizada a solução polimérica devido ao fato do aumento da sua

viscosidade causada pela adição polímero, em relação a injeção de água, esta varredura já é bem

significativa. Em três anos de projeto observa-se um varrido ainda mais uniforme no reservatório

alcançando maiores áreas de produção de óleo quando se aplica o método da injeção de solução

polimérica, assim direcionando o óleo ao poço produtor. Na injeção de água, este efeito ainda já é

mostrado, porém numa proporção menor.

O polímero tem o objetivo de atuar basicamente na viscosidade da água, pelos mapas de

viscosidade analisados, observa-se que ele se comportou da forma esperada, aumentando a

viscosidade da água, e assim deslocando mais óleo de forma uniforme no reservatório. Maiores

porcentagens de polímeros podem ser utilizadas para aumentar ainda mais a viscosidade da água,

no entanto, deve-se realizar uma análise econômica deste processo.


Capítulo VI:

Conclusões e Recomendações

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo VI: Conclusões e Recomendações

6 Conclusões e Recomendações

Com a utilização do método de Injeção de solução polimérica, pode-se concluir que houve um

incremento na produção de óleo do reservatório em estudo. O percentual adicional de óleo obtido

após a varredura do reservatório com a água foi pequeno indicando que o polímero conseguiu

deslocar o óleo de forma mais eficiente dentro do meio poroso. No entanto, o sucesso técnico e

econômico da aplicação desta técnica depende das características e propriedades dos fluidos e da

formação, que devem se enquadrar nos limites sugeridos nos critérios de seleção;

A simulação de reservatório se mostrou uma ferramenta de extrema importância, por permitir

uma previsão de comportamento dos fluidos no reservatório, permitindo assim que sejam

escolhidos os melhores parâmetros operacionais e de reservatório, como características do fluido

a ser injetado, que maximizem a recuperação de petróleo;

O estudo dos parâmetros de reservatório neste modelo permitiu observar que as variáveis

estudadas como: concentração do polímero, viscosidade do polímero, viscosidade do óleo e vazão

de água injetada tem influência na produção acumulada do óleo e dependendo da interação entre

elas podem aumentar ou diminuir a recuperação de óleo. Todos os parâmetros analisados

mostraram influencia significativa no que diz a respeito ao aumento da produção do óleo. A

viscosidade do óleo foi o parâmetro individual que mais contribuiu estatisticamente para um

incremento na produção de óleo. A vazão de água foi o segundo parâmetro que teve significância

estatística para o incremento da produção, indicando que maiores vazões de água, resultaram em

maiores produções de óleo. A porcentagem de polímero, mesmo em pequenas concentrações

aumentou de forma significativa a eficiência do varrido no reservatório e a viscosidade do

polímero aparece com parâmetro que menos contribuiu estatisticamente para o incremento na

produção de óleo.

A injeção alternada entre água e solução polimérica mostrou-se eficaz no que diz respeito à

produção acumulada, no entanto a injeção contínua de solução polimérica se mostra mais eficaz

ao reservatório em estudo, no que diz respeito à produção acumulada quando comparada com a

injeção contínua de água. Quando são comparados os métodos de injeção de água com o método de


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Anexos injeção polimérica percebe se um incremento na produção de óleo em todo tempo de projeto, isso porque

os fluidos tenderam a se deslocar de forma mais uniforme no reservatório e consequentemente atingindo

uma área de varrido maior do que quando se tem injeção apenas com água pura.

Analisando as Figuras de produção acumulada observou-se que quando o método foi aplicado a um óleo

de viscosidade 8cp, obtém-se um incremento no fator de recuperação em relação à produção primária,

consequentemente também houve altas vazões de água, o que não é interessante para o projeto. Quando o

método é aplicado ao óleo de viscosidade 43cp, observa-se também um bom incremento na produção em

relação à produção primária, um pouco mais baixo que quando aplicado ao óleo de viscosidade 8cp, pelos

mapas de saturação de óleo, observa-se que como o óleo é um pouco mais viscoso, a solução injetada

acaba se difundindo mais no meio poroso, varrendo a maior área possível e consequentemente produzindo

menos água e mais óleo.

Observou-se pelos também que pelos gráficos de injeção contínua de água, o reservatório tem

uma boa resposta para a produção de óleo, isso pode estar relacionado ao fato de que o

reservatório é homogêneo, com poucas áreas mais permeáveis, ou seja, a água ao ser injetada

pode não estar tomando muitos caminhos preferenciais, assim acarretando em uma boa produção

de óleo também, mas não melhor que quando se utiliza o método de solução polimérica.

Pelos resultados obtidos, conclui-se que a recuperação primária apresentou baixos níveis de

produção de óleo, a injeção de água melhora significativamente a produção de óleo no

reservatório, mas a injeção de solução polimérica surge como uma nova metodologia para o

incremento da produção de óleo, aumento da vida útil do poço e possível diminuição de água

produzida, pois com o aumento da viscosidade da água devido à adição de polímero permite que

a solução percorra o reservatório mais homogeneamente contatando uma maior área no

reservatório reduzindo a formação dos caminhos preferenciais e consequentemente retardando a

chegada da água ao poço produtor, resultando em uma maior quantidade de petróleo extraído do

reservatório, o que também acarreta em uma diminuição de água produzida.


Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo VI: Conclusões e Recomendações Algumas sugestões para futuros trabalhos; Realizar análise de custos associados à implementação do método de recuperação por

injeção de polímeros, para assegurar a viabilidade econômica do projeto;

Aplicar o método a um reservatório, que tenha o óleo de viscosidade fora dos critérios de seleção para o método;

Variar as permeabilidades do reservatório candidato a implementação do método de solução polimérica;

Realizar testes de deslocamento com concentrações poliméricas diferentes da utilizada (100ppm), a fim de avaliar efeitos como viscosidade, razão de mobilidade, adsorção do

polímero ao meio poroso, RAO e fator de recuperação.


Capítulo VII:

Referências Bibliográficas

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Referências Bibliográficas

7 Referências Bibliográficas

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Anexos

Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Anexos

Viscosidade de óleo 8cp

Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 25m3/dia.




Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 25m3/dia.

Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 75m3/dia.



Viscosidade do óleo 17cp





Curvas de vazão de óleo para uma vazão de água de 25m3/dia




Viscosidade do óleo 43cp

Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 25m3/dia

Curvas de produção acumulada para uma vazão de água de 75m3/dia






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ESTUDO PARAMÉTRICO DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM RESERVATÓRIOS DE … · 2019. 1. 30. · parâmetros de reservatório sobre o comportamento de produção do óleo, tendo como resposta