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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
RODRIGO REKSIDLER
MODELAGEM DA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PELO MÉTODO
SURFACTANTE-POLÍMERO USANDO O SIMULADOR UTCHEM
RIO DE JANEIRO
2015
ii
Rodrigo Reksidler
MODELAGEM DA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PELO MÉTODO
SURFACTANTE-POLÍMERO USANDO O SIMULADOR UTCHEM
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa
de Pós- Graduação em Tecnologia de Processos
Químicos e Bioquímicos, Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como requisito parcial à obtenção
do título de Mestre em Tecnologia de Processos
Químicos e Bioquímicos.
Orientador: Prof. Peter Rudolf Seidl, Ph.D.
Rio de Janeiro
2015
iii
R281m
Reksidler, Rodrigo Modelagem da recuperação avançada de petróleo pelo método surfactante-polímero usando o simulador UTCHEM / Rodrigo Reksidler. -- Rio de Janeiro, 2015. 146 f. Orientador: Peter Rudolf Seidl. Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola de Química, Programa de Pós-Graduação em Tecnologia de Processos Químicos e Bioquímicos, 2015. 1. Recuperação avançada de petróleo. 2. ASP/SP. 3. Surfactantes. 4. Polímeros. I. Seidl, Peter Rudolf, orient. II. Título.
iv
Rodrigo Reksidler
MODELAGEM DA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PELO MÉTODO
SURFACTANTE-POLÍMERO USANDO O SIMULADOR UTCHEM
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa
de Pós- Graduação em Tecnologia de Processos
Químicos e Bioquímicos, Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como requisito parcial à obtenção
do título de Mestre em Tecnologia de Processos
Químicos e Bioquímicos.
Aprovada por:
______________________________________________
Peter Rudolf Seidl, Ph.D (EQ/UFRJ).
______________________________________________
Luiz Otávio Schmall dos Santos , Ph.D (Petrobras).
______________________________________________
Márcio Nele de Souza, D.Sc. (EQ/UFRJ).
______________________________________________
Marcos Vitor Barbosa Machado, D.Sc (Petrobras).
v
AGRADECIMENTOS
A Deus.
À minha amada esposa, Marcele, pelo apoio e companhia incondicional.
À minha família, por sempre apoiar meus estudos.
Aos meus colegas da PETROBRAS, pela amizade e discussões técnicas.
Ao Professor Peter Rudolf Seidl, pela orientação.
À PETROBRAS/CENPES por permitir a realização desse mestrado.
vi
RESUMO
Apresenta-se estudo do método Surfactante-Polímero (SP) para recuperação
avançada de petróleo. São descritos fundamentos teóricos, equacionamento e
aplicação de simulação numérica de reservatório do método, com o objetivo de
projetar e quantificar aumentos no fator de recuperação com sua aplicação. O
método Surfactante-Polímero consiste na redução da tensão interfacial água/óleo a
valores ultra-baixos, removendo o óleo preso por forças capilares no meio poroso
durante a recuperação por injeção de água. Tensões interfaciais ultra-baixas são
obtidas por formulações de surfactante com microemulsão Winsor Tipo III. O
polímero (poliacrilamida aniônica) é utilizado em conjunto com a formulação de
surfactante para aumentar sua viscosidade, reduzindo sua mobilidade no meio
poroso, que é aumentada em baixas tensões interfaciais. A simulação numérica de
reservatório do método foi realizada com o simulador UTCHEM, obedecendo ao
gradiente de salinidade, de maneira que a frente de avanço do banco SP encontre-
se com microemulsão Winsor Tipo II, o banco SP com microemulsão Winsor Tipo III
e o banco de polímero posterior com microemulsão Winsor Tipo I. Tal gradiente de
salinidade garante que o banco SP irá passar pela salinidade Tipo III, o banco de
polímero com salinidade Tipo I resulta em menor retenção do surfactante no meio
poroso e a salinidade Tipo II na frente de avanço retarda o surfactante. Foram
realizadas simulações de reservatórios em modelos simplificados e em um recorte
de um modelo de campo, que confirmam o potencial do método para aumento do
fator de recuperação de reservatórios submetidos à injeção de água.
vii
ABSTRACT
The Surfactant-Polymer method for Enhanced Oil Recovery is evaluated at
this work. The theoretical background and equations are described and reservoir
simulations of the method were performed aiming at design and quantify the
incremental recovery factor with its application. The Surfactant-Polymer method is
based on the reduction of the water/oil interfacial tension to ultra-low values,
removing the oil trapped at the porous media by capillary forces during waterflooding.
Ultra-low interfacial tensions are obtained by surfactant formulations with Winsor
Type III microemulsion. The polymer (anionic polyacrylamide) is added at the
surfactant formulation to increase its viscosity, reducing its mobility at the porous
media, which was incremented by the ultra-low interfacial tension. The reservoir
simulation of the method was performed with the UTCHEM simulator, following a
salinity gradient design in order to provide a Winsor Type II microemulsion at the
front of the slug, a Winsor Type III microemulsion at the SP slug, and a Winsor Type I
microemulsion at the polymer drive. This salinity gradient ensures that the SP slug
will pass through a Type III salinity, the Type I salinity polymer drive reduces the
surfactant trapping at the porous media, and the Winsor Type II salinity at the front of
the SP slug retards the surfactant. Reservoir simulations at simplified and partial field
models confirm the potential of the method to improve the recovery factor of
waterflooded reservoirs.
viii
SUMÁRIO
1. Introdução .......................................................................................................... 22
2. Revisão bibliográfica .......................................................................................... 23
2.1. Número capilar ............................................................................................ 23
2.2. Produtos químicos utilizados em Recuperação Avançada de Petróleo. ..... 24 2.2.1. Surfactantes ............................................................................................ 24 2.2.2. Co-solventes e co-surfactantes ............................................................... 29 2.2.3. Álcalis ...................................................................................................... 31 2.2.4. Polímeros ................................................................................................ 32 2.2.5. Eletrólitos ................................................................................................. 33
2.3. Comportamento de fases ............................................................................ 33
2.4. Métodos Surfactante-Polímero (SP) e Álcali-Surfactante-Polímero (ASP) . 35 2.4.1. Gradiente de fases .................................................................................. 36
2.5. Avaliação de formulações de surfactante ................................................... 37 2.5.1. Solubilidade ............................................................................................. 37 2.5.2. Comportamento de fases e tensão interfacial ......................................... 38 2.5.3. Simulação dos métodos Surfactante-Polímero (SP) e Álcali-Surfactante-Polímero (ASP) .................................................................................................. 40
3. Metodologia ........................................................................................................ 44
3.1. Simulação numérica .................................................................................... 44 3.1.1. Equações de balanço de massa ............................................................. 44 3.1.2. Balanço de energia .................................................................................. 46 3.1.3. Equação da pressão ................................................................................ 47 3.1.4. Propriedades do surfactante ................................................................... 48
3.1.4.1. Adsorção .......................................................................................... 48 3.1.4.2. Comportamento de fases ................................................................. 49 3.1.4.3. Salinidade efetiva ............................................................................. 49 3.1.4.4. Curva binodal ................................................................................... 50 3.1.4.5. Efeito do co-solvente na curva binodal ............................................. 51 3.1.4.6. Efeito da temperatura na curva binodal ............................................ 52 3.1.4.7. Tensão interfacial ............................................................................. 53
3.1.5. Propriedades do polímero ....................................................................... 53 3.1.5.1. Adsorção .......................................................................................... 53 3.1.5.2. Redução de permeabilidade............................................................. 54 3.1.5.3. Volume poroso inacessível ao polímero ........................................... 55 3.1.5.4. Taxa de cisalhamento no meio poroso ............................................. 55 3.1.5.5. Comportamento não newtoniano ..................................................... 58
3.1.6. Permeabilidade relativa ........................................................................... 61 3.1.7. Dessaturação capilar e gradiente de fases ............................................. 62 3.1.8. Viscosidade ............................................................................................. 64 3.1.9. Densidade ............................................................................................... 65
ix
4. Resultados e discussão ..................................................................................... 66
4.1. Simulação unidimensional do método Surfactante-Polímero ...................... 66
4.2. Simulação tridimensional do método Surfactante-Polímero ........................ 80 4.2.1. Análise de sensibilidade .......................................................................... 85
4.3. Simulação tridimensional com bancos de grande volume. ......................... 88
4.4. Simulação da aplicação do método Surfactante-Polímero em campo. ....... 92 4.4.1. Simulação sem limitação da pressão de injeção ..................................... 92 4.4.2. Simulação com pressão máxima de injeção de 5.500 psi. ...................... 96
5. Conclusões ........................................................................................................ 98
6. Referências bibliográficas ................................................................................ 100
Anexo A – Arquivo de entrada do UTCHEM utilizado no capítulo 4.1. .................... 106
Anexo B – Arquivo de entrada do UTCHEM utilizado no capítulo 4.2. .................... 116
Anexo C – Arquivo de entrada do UTCHEM utilizado no capítulo 4.4.1. ................. 125
Anexo D – Arquivo de entrada do UTCHEM utilizado no capítulo 4.4.2. ................. 136
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Curva de dessaturação capilar para as fases óleo, água e microemulsão (Sheng, 2011) ............................................................................................................ 23
Figura 2 – Tensão interfacial entre n-heptano e solução de surfactante em água do mar a 50°C (Taugbøl et al., 1995). ............................................................................ 27
Figura 3 – Tensão interfacial em função da fração de água do mar (Taugbøl et al., 1995). ........................................................................................................................ 27
Figura 4 – Efeito da concentração de co-solvente na salinidade ótima (Dwarakanath et al., 2008) ............................................................................................................... 30
Figura 5 – Efeito da concentração de co-solvente na razão de solubilização (Dwarakanath et al., 2008) ........................................................................................ 31
Figura 6 – Exemplo de transição entre as fases I, III e II com aumento da salinidade (adaptado de Healy et al., 1976). .............................................................................. 34
Figura 7 – Efeito da temperatura na salinidade ótima e na razão de solubilização (Puerto & Reed, 1983). ............................................................................................. 35
Figura 8 – Diferentes regiões obtidas no processo ASP/SP (adaptado de Austad & Milter, 2000). ............................................................................................................. 36
Figura 9 – Formulação ASP com solubilidade inadequada (Sahni, 2009). ............... 37
Figura 10 – Desempenho da formulação ASP com solubilidade inadequada na remoção de óleo residual (Sahni, 2009). ................................................................... 37
Figura 11 – Formulação ASP com solubilidade adequada (Sahni, 2009) ................. 38
Figura 12 – Desempenho da formulação ASP com solubilidade adequada na remoção de óleo residual (Sahni, 2009). ................................................................... 38
Figura 13 – Exemplo de determinação da razão de solubilização ótima (valor onde a razão de solubilização do óleo e da água são iguais) (Sheng, 2011). ...................... 39
Figura 14 – Esquema para cálculo das razões de solubilização no teste de comportamento de fases (Sheng, 2011). .................................................................. 40
Figura 15 – Comparação entre valores medidos e simulados de recuperação de óleo e fração de óleo (Mohammadi, 2008). ....................................................................... 41
Figura 16 – Comparação entre valores medidos e simulados de produção de surfactante (Mohammadi, 2008). ............................................................................... 42
Figura 17 – Comparação entre valores medidos e simulados de diferencial de pressão (Mohammadi, 2008)..................................................................................... 42
Figura 18 – Altura máxima da curva binodal em função da fração de co-solvente associada ao surfactante. ......................................................................................... 52
Figura 19 – Reologia do polímero e obtenção do expoente da lei de potência. ........ 56
Figura 20 – Valores do parâmetro C para cálculo de taxa de cisalhamento no meio poroso apresentados por Wreath et al (1990). .......................................................... 57
xi
Figura 21 – Validação do modelo analítico para cálculo da injetividade do polímero (Li & Delshad, 2013) .................................................................................................. 57
Figura 22 – Comportamento reológico de soluções de poliacrilamida (Sheng, 2011). .................................................................................................................................. 59
Figura 23 – Comportamento reológico da solução polimérica no meio poroso (UTCHEM Volume II, 2013) ....................................................................................... 59
Figura 24 – Curva de dessaturação capilar utilizada na simulação. .......................... 68
Figura 25 – Ponto terminal da permeabilidade relativa em função do número de trapeamento. ............................................................................................................. 69
Figura 26 – Variação do expoente da permeabilidade relativa em função do número de trapeamento. ........................................................................................................ 69
Figura 27 – Curva de permeabilidade relativa em alto e baixo número de trapeamento. ............................................................................................................. 70
Figura 28 – Curva de fluxo fracionário para injeção de água, injeção de surfactante, injeção de polímero e injeção de surfactante-polímero. ............................................ 70
Figura 29 – Viscosidade da microemulsão ................................................................ 73
Figura 30 – Valores de retenção do surfactante (Solairaj, 2012) .............................. 73
Figura 31 – Adsorção do surfactante ........................................................................ 74
Figura 32 – Viscosidade da solução polimérica em função da concentração. .......... 75
Figura 33 – Viscosidade da solução polimérica em função da taxa de cisalhamento. .................................................................................................................................. 76
Figura 34 – Adsorção do polímero. ........................................................................... 76
Figura 35 – Concentração de surfactante, salinidade efetiva, tensão interfacial e saturação de óleo ao longo do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,1 volume poroso. .......................................................................................................... 78
Figura 36 – Concentração de surfactante, salinidade efetiva, tensão interfacial e saturação de óleo ao longo do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,6 volume poroso. .......................................................................................................... 78
Figura 37 – Concentração de polímero, concentração de surfactante e saturação de óleo ao longo do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,6 volume poroso. .................................................................................................................................. 79
Figura 38 – Produção acumulada de óleo do modelo unidimensional ...................... 79
Figura 39 – Produção de óleo, surfactante e polímero no modelo unidimensional. .. 80
Figura 40 – Modelo tridimensional ............................................................................ 81
Figura 41 – Produção acumulada de óleo do modelo tridimensional. ....................... 82
Figura 42 – Produção de óleo, polímero e surfactante no modelo tridimensional. .... 82
xii
Figura 43 – (a) Saturação de óleo inicial; (b) Saturação de óleo ao final da injeção de 2 volumes porosos de água; (c) Saturação de óleo após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e (d) Saturação de óleo no final da simulação. ................................................................................................................. 83
Figura 44 – (a) Saturação da fase microemulsão após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e (b) Saturação da fase microemulsão no final da simulação. ..................................................................................................... 84
Figura 45 – Adsorção e retenção do surfactante no modelo tridimensional. ............. 84
Figura 46 – (a) Viscosidade da fase microemulsão após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e (b) Viscosidade da fase microemulsão no final da simulação. ........................................................................ 85
Figura 47 – Produção acumulada de óleo do modelo tridimensional com bancos de grande volume. .......................................................................................................... 89
Figura 48 – Produção de óleo, polímero e surfactante no modelo tridimensional com bancos de grande volume. ........................................................................................ 89
Figura 49 – Adsorção e retenção do surfactante no modelo tridimensional com bancos de grande volume. ........................................................................................ 90
Figura 50 – Saturações de água, óleo e microemulsão ao longo do tempo na simulação tridimensional com bancos de grande volume. ........................................ 91
Figura 51 – Modelo utilizado na simulação de campo. .............................................. 92
Figura 52 – Incremento na produção acumulada de óleo em relação à injeção de água na simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. ........................ 94
Figura 53 – Surfactante retido na simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. ...................................................................................................................... 94
Figura 54 – Produção de óleo com injeção de água e com aplicação do método Surfactante-Polímero na simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. .................................................................................................................................. 95
Figura 55 – Pressão de injeção para a simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. ................................................................................................... 95
Figura 56 – Incremento na produção acumulada de óleo em relação à injeção de água na simulação de campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi. .......... 96
Figura 57 – Vazão de injeção na simulação de campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi. ................................................................................................. 97
Figura 58 – Produção de óleo com injeção de água e com aplicação do método Surfactante-Polímero na simulação de campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi. ................................................................................................................... 97
xiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Tipos de surfactantes e processos para diferentes condições de reservatório (Barnes et al., 2008). ............................................................................. 28
Tabela 2 – Desempenho dos surfactantes em função de propriedades de sua estrutura (Zhao et al., 2008) ...................................................................................... 29
Tabela 3 – Efeito do co-solvente na vicosidade da microemulsão (Dwarakanath et al., 2008) ................................................................................................................... 31
Tabela 4 – Exemplos de polímeros comerciais para recuperação avançada de petróleo ..................................................................................................................... 33
Tabela 5 – Comparação do módulo de surfactante de diferentes simuladores (Goudarzi et al., 2012) ............................................................................................... 43
Tabela 6 – Propriedades dos fluidos e da rocha utilizados na simulação ................. 66
Tabela 7 – Parâmetros para cálculo das permeabilidades relativas em função da dessaturação capilar. ................................................................................................ 67
Tabela 8 – Propriedades do surfactante utilizadas na simulação.............................. 71
Tabela 9 – Propriedades do polímero utilizadas na simulação ................................. 74
Tabela 10 – Etapas de injeção realizadas na simulação. .......................................... 77
Tabela 11 – Etapas da simulação tridimensional ...................................................... 81
Tabela 12 – Resultados da análise de sensibilidade ................................................. 87
Tabela 13 – Etapas da simulação tridimensional com grandes volumes injetados ... 88
Tabela 14 – Etapas da simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. . 93
xiv
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ASP Álcali-Surfactante-Polímero
ABS Sulfonato de alquilbenzeno (Alkylbenzene sulfonate)
ATBS Acrylamido-Tertio-Butyl Sulfonate
CPGE Center for Petroleum and Geosystems Engineering
CMC Concentração micelar crítica
DGBE Dietileno glicol monobutil éter
EACN Equivalent alkane carbon number
EDTA Ácido etilenodiamino tetra-acético
EGBE Etileno glicol monobutil éter
EO Óxido de etileno
EOR Enhanced oil recovery (recuperação avançada de petróleo)
HLB Balanço hidrofílico-lipofílico
IBA Isobutanol
IOS Sulfonato de olefina interna (internal olefin sulfonate)
ME Microemulsão
NVP n-vinil pirrolidona
NTG Razão entre espessura porosa e total (net to gross ratio)
OOIP Original oil in place
PO Óxido de propileno
SP Surfactante-Polímero
TGBE Trietileno glicol monobutil éter
UTCHEM University of Texas Chemical Flooding Simulator
VOOIP Volume de óleo original in place
VP Volume poroso
xv
LISTA DE SÍMBOLOS
a Coeficiente para cálculo da tensão interfacial
κa Parâmetro de adsorção do componente κ
4a Parâmetro de adsorção do polímero
41a Parâmetro de adsorção do polímero ((L2)0.5)
42a Parâmetro de adsorção do polímero ((L2)0.5 (Eq/L3)-1)
A Parâmetro da curva binodal
mA Parâmetro A na salinidade m
1PA Parâmetro para cálculo da viscosidade do polímero pela equação de
Flory-Huggins
2PA Parâmetro para cálculo da viscosidade do polímero pela equação de
Flory-Huggins
3PA Parâmetro para cálculo da viscosidade pela equação de Flory-Huggins
11AP Parâmetro para cálculo da viscosidade dilatante
22AP Parâmetro para cálculo da viscosidade dilatante
κTb Parâmetro para cálculo da viscosidade em função da temperatura
κb Parâmetro de adsorção do componente κ
3b Parâmetro de adsorção do surfactante
4b Parâmetro de adsorção do polímero
rkb Parâmetro para cálculo do fator de redução de permeabilidade pelo
polímero (L3/(%m/m de polímero))
3a Parâmetro de adsorção do surfactante
31a Parâmetro de adsorção do surfactante ((L2)0.5)
32a Parâmetro de adsorção do surfactante ((L2)0.5 (Eq/L3)-1)
B Parâmetro da curva binodal
c Coeficiente da equação de Huh
mC max,3 Máxima altura da curva binodal na salinidade m
mC7 Coeficiente linear da altura máxima da curva binodal em função do co-
solvente, na salinidade m
xvi
κ~
C Volume total do componente κ por unidade de volume poroso (L3/L3
VP).
κC Volume adsorvido do componente κ (L3/L3 VP)
lκC Volume do componente κ na fase l (L3/L3)
0κC Compressibilidade do componente κ ((mL-1t-2)-1)
lpC Capacidade térmica a pressão constante (QT-1m-1)
rC Compressibilidade da rocha ((mL-1t-2)-1)
rkc Parâmetro para cálculo do fator de redução de permeabilidade pelo
polímero (L(%m/m)1/3)
C Coeficiente da taxa de cisalhamento
SEC Salinidade efetiva (Eq/L3)
SELC Mínima salinidade efetiva da fase Tipo III (Eq/L3)
SEOPC Salinidade efetiva ótima (Eq/L3)
1SEC Salinidade a partir da qual a viscosidade do polímero não é mais
influenciada (Eq/L3)
SEPC Salinidade efetiva para o polímero (Eq/L3)
SEUC Máxima salinidade efetiva da fase Tipo III (Eq/L3)
tC Compressibilidade total ((mL-1t-2)-1)
lVC Capacidade térmica da fase l a volume constante (QT-1m-1)
VSC Capacidade térmica da fase sólida a volume constante (QT-1m-1)
lκD Coeficiente de difusão do componente κ na fase l (L2t-1) Sf6 Fração do total de cátions divalentes ligados às micelas
Sf7 Fração do total de co-solvente associado ao surfactante
lF Fator de correção de Hirasaki
g Constante gravitacional (Lt-2)
h Profundidade vertical (L)
mBNCH , Máxima altura da curva binodal na salinidade m
xvii
mBNTH , Coeficiente para cálculo da altura da curva binodal em função da
temperatura, na salinidade m
k Permeabilidade média (L2)
krr
Tensor de permeabilidade intrínseca (L2)
l
rr
κK Tensor dispersão do componente κ na fase l (L2t-1)
refk Permeabilidade de referência (L2)
lrk Permeabilidade relativa da fase l
pk Permeabilidade efetiva ao polímero (L2)
low
rk 0l
Ponto terminal da permeabilidade relativa da fase l em baixo número
de trapeamento high
rk0l
Ponto terminal da permeabilidade relativa da fase l em alto número de
trapeamento 0lrk Ponto terminal da permeabilidade relativa da fase l
rwk Permeabilidade relativa à água
wk Permeabilidade efetiva à água (L2)
xk Permeabilidade na direção x (L2)
yk Permeabilidade na direção y (L2)
mm7 Coeficiente angular da altura máxima da curva binodal em função do
co-solvente, na salinidade m
n Expoente da lei de potência
2n Parâmetro para cálculo da viscosidade dilatante
ln Expoente da permeabilidade relativa para a fase l
cN Número capilar
criN Número capilar crítico
cvn Número total de fases que ocupam volume (água, óleo, surfactante e
gás).
pn Número de fases
lTN Número de trapeamento (trapping number)
xviii
αP Coeficiente da equação de Meter
'llcP Pressão capilar entre as fases l e 'l (mL-1t-2)
lP Pressão da fase l (mL-1t-2)
'lP Pressão da fase 'l (mL-1t-2)
RP Pressão de referência (mL-1t-2)
Hq Fonte de entalpia por volume (Qt-1L-3)
κQ Vazão de injeção/produção para o componente κ (L3t-1)
LQ Perda térmica (Qt-1L-2)
FR Fator de resistência
kR Fator de redução de permeabilidade pelo polímero
κR Soma de fontes e sumidouros do componente κ (mL-3t-1)
3lR Razão de solubilização da fase l (L3/L3)
RFR Fator de resistência residual
lκr Taxa de reação para o componente κ na fase l (mL-3t-1)
srκ Taxa de reação para o componente κ na fase sólida s (mL-3t-1)
lnS Saturação normalizada
lS Saturação da fase l (L3/L3 VP)
rSl
Saturação residual para a fase l (L3/L3 VP)
lowrSl
Saturação residual da fase l em baixo número de trapeamento
highrSl
Saturação residual da fase l em alto número de trapeamento
PS Parâmetro referente ao efeito da salinidade na viscosidade do polímero
wS Saturação de água
t Tempo (t)
T Temperatura (T)
lT Parâmetro de trapeamento para a fase l
refT Temperatura de referência (T)
l
ru Fluxo de Darcy da fase l (Lt-1)
wur
Fluxo de Darcy da fase água (Lt-1)
xix
v Velocidade (Lt-1)
1α - 5α Parâmetros para cálculo da viscosidade da microemulsão
lLα Dispersividade longitudinal da fase l (L)
lTα Dispersividade transversal da fase l (L)
1β Parâmetro para cálculo de λ
2β Parâmetro para cálculo de λ
6β Parâmetro de inclinação para cátions divalentes
7β Parâmetro de inclinação para o co-solvente
Pβ Parâmetro referente à influência do cálcio na salinidade efetiva do
polímero
Tβ Parâmetro de inclinação para a temperatura
ijδ Função delta de Kronecker
φ Porosidade
Rφ Porosidade de referência
'lΦ Gradiente de fluxo potencial (mL-1t-2)
lγ Peso específico da fase l (mL-2t-2)
lκγ Peso específico do componente κ na fase l (mL-2t-2)
Rκγ Peso específico do componente κ na pressão de referência (mL-2t-2)
γ& Taxa de cisalhamento (t-1)
2/1γ Taxa de cisalhamento correspondente à viscosidade média entre 0pµ e
wµ (t-1)
effγ& Taxa de cisalhamento in-situ (t-1)
λ Parâmetro da equação de Carreau
2λ Parâmetro para cálculo da viscosidade dilatante
Tλ Condutividade térmica (Qt-1T-1L)
rTcλ Mobilidade relativa total ((mL-1t-1)-1)
crlλ Mobilidade relativa da fase l ((mL-1t-1)-1)
xx
µ Viscosidade (mL-1t-1)
lµ Viscosidade da fase (mL-1t-1)
pµ Viscosidade da solução polimérica (mL-1t-1)
wµ Viscosidade da água (mL-1t-1)
0pµ Viscosidade da solução polimérica em taxa de cisalhamento zero
(mL-1t-1)
∞µ Viscosidade do solvente na equação de Carreau (mL-1t-1)
appµ Viscosidade aparente (mL-1t-1)
shµ Viscosidade pseudo-plástica (mL-1t-1)
elµ Viscosidade dilatante (mL-1t-1)
maxµ Platô de viscosidade dilatante (mL-1t-1)
oµ Viscosidade do óleo (mL-1t-1)
κµ Viscosidade do componente κ (mL-1t-1)
ref,κµ Viscosidade do componente κ (mL-1t-1) na temperatura de referência
0aµ Viscosidade da fase gás na pressão de referência (mL-1t-1)
aSµ Coeficiente angular da viscosidade do gás em função da pressão
(mL-1t-1)
κρ Densidade do componente κ (m/L3)
lρ Densidade da fase l (m/L3)
'lρ Densidade da fase 'l (m/L3)
σ Tensão interfacial (mt2)
3lσ Tensão interfacial entre a fase l e a fase microemulsão
'llσ Tensão interfacial entre as fases l e 'l (mt2)
owσ Tensão interfacial água/óleo (mt2)
τ Fator de tortuosidade
rτ Tempo de relaxação do polímero
0τ Parâmetro para cálculo do tempo de relaxação do polímero
1τ Parâmetro para cálculo do tempo de relaxação do polímero
l
xxi
l Índice para fase (1=água, 2=óleo, 3=microemulsão, 4=gás)
'l Índice para fluido deslocante
κ Índice para componente κ (1 = água, 2 = óleo, 3 = surfactante, 4 =
polímero, 5 = ânion, 6 = cálcio e 7 = co-solvente.)
m Índice para salinidade (1 = salinidade mínima, 2 = salinidade ótima e 3
= salinidade máxima)
22
1. INTRODUÇÃO
Métodos químicos de recuperação avançada de petróleo (Enhanced Oil Recovery –
EOR) vêm sendo estudados por petrolíferas, universidades e institutos de pesquisa
governamentais por mais de 50 anos (Zhao, 2007). O alto potencial dos métodos
especiais de recuperação deve-se ao fato de 65% do volume original de óleo in place de
muitos reservatórios não ser produzido após recuperação primária e secundária (Austad &
Milter, 2000).
As principais causas naturais responsáveis por um baixo fator de recuperação de
reservatórios de petróleo são: (1) heterogeneidades geológicas; (2) existência de interface
entre o óleo e o fluido deslocante; (3) molhabilidade da rocha ao óleo e (4) mobilidade do
óleo muito menor que a mobilidade do fluido deslocante.
Surfactantes e polímeros são os principais componentes utilizados em métodos
químicos de EOR. Os surfactantes reduzem a tensão interfacial entre a água e o óleo
(reduzindo a saturação de óleo residual e aumentando a eficiência de deslocamento),
enquanto o polímero cria condições viscosas favoráveis e boa mobilidade para o banco
(slug) de surfactante (Austad & Milter, 2000). Os métodos que utilizam tais componentes
são conhecidos como Surfactante–Polímero (SP) e Álcali–Surfactante–Polímero (ASP).
Este trabalho estuda o método Surfactante-Polímero (SP) para recuperação avançada
de petróleo. São descritos fundamentos teóricos, equacionamento e aplicação de
simulação numérica de reservatório do método, com o objetivo de projetar e quantificar
aumentos no fator de recuperação com sua aplicação.
23
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1. NÚMERO CAPILAR
Métodos utilizando surfactantes atuam no número capilar ( cN ), que é função da
tensão interfacial e está relacionado à saturação de óleo residual. A Figura 1 apresenta a
curva de dessaturação capilar para um sistema trifásico (óleo, água e microemulsão). O
número capilar é definido como a razão entre forças viscosas e forças capilares locais, e
pode ser calculado como (Moore & Slobod, 1955):
θσµ
cosv
Nc = (1)
Sendo µ = viscosidade do fluido; v = velocidade; σ = tensão interfacial e θ o
ângulo de contato.
Figura 1 – Curva de dessaturação capilar para as fases óleo, água e microemulsão (Sheng, 2011)
O número capilar correspondente ao início da dessaturação é denominado como
número capilar crítico. Portanto, para reduzir a saturação de óleo residual obtida com a
injeção de água é necessário que o número capilar seja significativamente superior ao
número capilar crítico. O número capilar crítico e o formato da curva de dessaturação
dependem das propriedades da rocha (Austad & Milter, 2000).
24
Para uma injeção de água convencional em rocha molhável a água, cN está
normalmente na faixa de 10-7 a 10-5. O número capilar crítico é da ordem de 10-5 a 10-4,
onde a total dessaturação da fase não molhante (óleo) ocorre em números capilares da
ordem de 10-2 a 10-1 (Lake, 1989). Dessa maneira, para reduzir significativamente a
saturação de óleo residual após injeção de água é necessário que o número capilar
aumente 1.000 a 10.000 vezes. A única maneira prática de obter esse aumento do
número capilar é utilizando surfactantes, que reduzem a tensão interfacial nessa
magnitude (Austad & Milter, 2000). A tensão interfacial água/óleo, sem utilização de
surfactantes, é da ordem de 30 mN/m.
2.2. PRODUTOS QUÍMICOS UTILIZADOS EM RECUPERAÇÃO AV ANÇADA DE
PETRÓLEO.
Uma típica composição química para EOR contém surfactante primário, co-
surfactante, co-solvente, álcali, polímero e eletrólito em solução aquosa (Flaaten, 2007). O
surfactante primário é o componente responsável diretamente pela formação da
microemulsão, com o co-surfactante melhorando a ação do surfactante primário (Nelson
et al., 1984). Essa composição busca obter uma microemulsão Winsor Tipo III, que será
descrita no item 2.3. Além disso, é adicionado polímero a essa formulação, para melhor
controle de mobilidade do banco de produtos químicos, uma vez que a permeabilidade
relativa à água (portanto a mobilidade dessa fase) aumenta em tensões interfaciais muito
baixas e a maior viscosidade proporcionada pela solução polimérica ajuda na redução da
mobilidade. Quando todos esses componentes são utilizados, o método é conhecido
como Álcali-Surfactante-Polímero (ASP). Quando o álcali não é utilizado, o método é
conhecido como Surfactante-Polímero (SP). Esses métodos serão detalhados no item 2.4.
As características e funções de cada componente supracitado são apresentadas a
seguir.
2.2.1. Surfactantes
São compostos anfifílicos, i.e., apresentam em suas estruturas moleculares duas
regiões claramente distintas: uma hidrofóbica e outra hidrofílica. Essa característica
permite que tais compostos se orientem em interfaces, reduzindo a tensão interfacial.
Também possuem a capacidade de formar estruturas auto-organizadas chamadas
micelas. A concentração acima da qual as micelas são espontaneamente formadas é
25
definida como concentração micelar crítica (CMC). A tensão interfacial de um sistema
diminui à medida que a concentração de surfactante aumenta e se aproxima da CMC,
permanecendo praticamente constante após esse valor (Sheng, 2011).
A literatura reporta diversos tipos de surfactantes aniônicos que foram avaliados
para recuperação avançada de petróleo, uma vez que essa classe de surfactantes
apresenta menor adsorção em arenitos, quando comparados aos não-iônicos e catiônicos
(Zhao, 2007).
Um dos parâmetros mais utilizados para efetuar a pré-seleção de produtos é o
balanço hidrofílico-lipofílico (HLB), que indica se o surfactante possui maior tendência a se
solubilizar em óleo ou em água. Surfactantes com baixos valores de HLB são mais
solúveis em óleo e tendem a formar emulsões de água em óleo. Quando a salinidade da
água é baixa, surfactantes com baixo HLB devem ser selecionados, pois são capazes de
formar microemulsões em baixas salinidades. Quando a salinidade da água é alta, devem
ser selecionados surfactantes com alto HLB, pois formam microemulsões nessas
condições (Sheng, 2011).
Carmona et al. (1985) estudaram sulfonatos oléicos etoxilados e encontraram
muitas características desejáveis, como baixa tensão interfacial e alta tolerância a
salinidade, mesmo com presença de cátions divalentes. Como sua cadeia é linear,
tendem a formar cristais líquidos e géis, portanto requerem alta concentração de co-
solventes (Zhao, 2007).
Aoudia et al. (1995) mostraram que grupos de óxido de propileno (PO) aumentam a
porção lipofílica do surfactante e reduzem a solubilidade na água, além de reduzirem a
salinidade ótima (conceito explicado no item 2.3). Por outro lado, grupos de óxido de
etileno (EO) aumentam a hidrofilicidade do surfactante e melhoram sua solubilidade em
água, além de aumentarem a salinidade ótima do sistema. São bons candidatos para
aplicações com elevada salinidade.
Wellington e Richardson (1997) obtiveram alta recuperação de óleo em testes de
deslocamento em meio poroso com baixas concentrações de surfactantes com cadeias
ramificadas contendo EO e PO. Levitt et al. (2006) avaliaram álcoois propoxilados
sulfatados com cadeias hidrofóbicas de C12 a C24 e com 3 a 7 grupos PO e concluíram
que são surfactantes promissores para EOR com baixas temperaturas (< 60 °C). Sheng
(2011) cita que grupos funcionais levemente hidrofóbicos, como óxido de propileno (PO),
têm afinidade pela interface e aumentam a faixa de baixa tensão interfacial. A adição
desses grupos hidrofóbicos (PO) reduz a salinidade ótima e aumenta a tolerância ao
cálcio. Portanto, o grau de propoxilação pode ser utilizado para ajustar o surfactante a
26
determinado óleo, temperatura e salinidade, assim como a adição de óxido de etileno
(EO), e os dois grupos combinados (EO e PO). Essa é a maneira mais prática de ajustar
um surfactante às condições desejadas.
Austad & Milter (2000) citam que surfactantes contendo múltiplas unidade de óxido de
etileno e propileno (EO e PO) possuem diversas propriedades desejadas, tais como:
• alta resistência a cátions divalentes;
• forte associação intermolecular lateral (que ocasiona alta cobertura da interface água-
óleo, resultando em baixa tensão interfacial) sem gerar cristais líquidos e géis; e
• gradação suave entre a parte hidrofóbica e hidrofílica da molécula, ocasionando uma
transição suave na interface.
Diversos autores citam que surfactantes que apresentam grupos PO e EO apresentam
resistência a Ca2+ e Mg2+ (Austad & Milter, 2000; Bourrel & Schechter, 1988; Aoudia et al.,
1995 e Hirasaki et. al.; 2004-2006).
Taugbøl et al. (1995) obtiveram valores de tensão interfacial da ordem de 10-2 mN/m
utilizando como surfactante sulfonato de etóxi-propóxi-alquila em água do mar e n-
heptano como fase oleosa (Figura 2). Pequenas modificações foram observadas ao se
dobrar a salinidade da água do mar (Figura 3).
Sulfonatos de alquil-arila são surfactantes comuns em produtos de limpeza e têm sido
utilizados pela indústria de petróleo para EOR durante décadas. Eles podem ter mais de
uma cadeia alquílica ligada a um anel de benzênico sulfonado. Essa ramificação evita
organização intermolecular do surfactante, diminuindo a formação de géis (Zhao, 2007).
Diversos autores reportam que os surfactantes do tipo sulfonatos de olefinas internas
(Internal olefin sulfonates – IOS) são bons candidatos para aplicação em EOR (Falls et al.,
1994; Sanz & Pope, 1995; Zhang & Hirasaki, 2004; Levitt et al., 2006; Jackson, 2006 e
DOE DE-FC26-03NT15406, 2004-2006).
27
Figura 2 – Tensão interfacial entre n-heptano e solução de surfactante em água do mar a 50°C (Taugbøl et
al., 1995).
Figura 3 – Tensão interfacial em função da fração de água do mar (Taugbøl et al., 1995).
A parte hidrofóbica dos surfactantes para EOR geralmente possui de 12 a 16
carbonos, podendo chegar a 28 em alguns casos (Flaaten, 2007). O tamanho da cadeia
alquílica depende da compatibilidade com cadeias longas ou curtas do óleo de interesse
(Aoudia et al., 1995). Surfactantes ramificados têm melhor desempenho de maneira geral,
pois evitam a formação de géis e cristais líquidos, além de reduzir a viscosidade da
microemulsão (Levitt et al., 2006). Quanto maior a cadeia alquílica, maior a solubilização,
28
menor a salinidade ótima, porém a viscosidade da microemulsão é maior e o tempo de
equilíbrio também. Ramificações onde duas cadeias alquílicas estão ligadas à parte polar
também apresentaram bom desempenho (Levitt et al., 2006).
A parte hidrofílica pode ser aniônica, catiônica ou neutra. Os aniônicos mais
comuns são sulfonatos e sulfatos. Sulfatos hidrolisam em temperaturas acima de
aproximadamente 60°C, portanto são limitados a reservatórios com baixa temperatura.
Para arenitos, os aniônicos são preferidos em relação aos catiônicos e não-iônicos devido
ao menor custo e menor adsorção na superfície da rocha (carregada negativamente).
Carbonatos também podem obter superfície negativamente carregada quando são
utilizados álcalis e o pH supera 8.5 (Flaaten, 2007).
Solairaj (2012) apresenta formulações de surfactantes para EOR contendo
carboxilatos EO-PO com alta hidrofobicidade.
Em temperaturas superiores a 60oC são recomendados surfactantes sulfonados. A
Tabela 1 (Barnes et al., 2008) apresenta tipos de surfactantes e o processo recomendado
(SP ou ASP) para diferentes condições de salinidade, temperatura e dureza.
Tabela 1 – Tipos de surfactantes e processos para diferentes condições de reservatório (Barnes et al., 2008).
Condição de reservatório Processo Surfactante
Temperatura < 60oC. Salinidade < 3% NaCl.
ASP/SP Álcool EO/PO sulfatado, Sulfonato de alquil-arila, Sulfonato de olefina interna.
Temperatura < 60oC. Salinidade > 3% NaCl. ASP/SP
Álcool EO/PO sulfatado, Sulfonato de olefina interna.
Temperatura < 60oC. Dureza > 1700 ppm de cátions divalentes.
SP Álcool EO/PO sulfatado.
Temperatura > 60oC. Salinidade < 3% NaCl. ASP/SP
Álcool EO/PO sulfonado, Sulfonato de alquil-arila, Sulfonato de olefina interna.
Temperatura > 60oC. Salinidade > 3% NaCl.
ASP/SP Álcool EO/PO sulfonado, Sulfonato de olefina interna.
Temperatura > 60oC. Dureza > 1700 ppm de cátions divalentes.
SP Álcool EO/PO sulfonado.
Zhao et al. (2008) apresentam o desempenho dos surfactantes em função de
propriedades de sua estrutura, conforme Tabela 2.
29
Tabela 2 – Desempenho dos surfactantes em função de propriedades de sua estrutura (Zhao et al., 2008)
Desempenho do surfactante Propriedade estrutural co rrespondente Não adsorver na formação Preferência por surfactantes aniônicos
Estável em altas temperaturas de reservatório
Ausência de grupos hidrolisáveis (e.g. sulfatos) que excluiriam sua utilização em reservatórios com alta temperatura
Tensão interfacial ultra-baixa Grupos hidrofílicos e hidrofóbicos que interagem de maneira ótima com a interface óleo/água
Baixa tensão interfacial em altas salinidades Balanço hidrofílico/lipofílico (HLB) > ~11
Baixa tensão interfacial em baixas salinidades HLB < ≅11
Bom desempenho em óleos com altos valores de EACN (Equivalent Alkane Carbon Number)
HLB < ≅11; grupos lipofílicos maiores
Ausência de ordenação multi-molecular, como cristais líquidos, que geram problemas de viscosidade e de solubilização
Parte hidrofóbica ramificada; mistura de surfactantes; surfactantes com multiplas estruturas químicas
2.2.2. Co-solventes e co-surfactantes
O objetivo dos co-solventes é introduzir um composto de baixo peso molecular para
agir na interface óleo-água ao se posicionar entre as partes hidrofóbicas dos surfactantes,
reduzindo assim a viscosidade da microemulsão (Sanz & Pope, 1995). Além disso, co-
solventes apresentam outros benefícios, como reduzir a formação de géis, o tempo de
equilíbrio de microemulsões, melhorar a solubilidade do surfactante, e são
frequentemente necessários para evitar separação de fases em formulações com
surfactante e polímeros em conjunto (Pope et al., 1982).
Álcoois que são igualmente solúveis na água e no óleo (neutros) são boas
escolhas. Álcoois propílicos, butílicos e pentílicos são geralmente próximos da
neutralidade e foram os mais utilizados nos últimos 40 anos. Embora a adição de alcoóis
aumente a tensão interfacial e o custo, as vantagens dela advindas frequentemente
superam as desvantagens. Etileno glicol butil éter e outros glicóis são bons co-solventes e
têm vantagens em relação a álcoois leves, como maior ponto de fulgor (Jackson, 2006).
Assim como os co-solventes, co-surfactantes são necessários para tornar o
surfactante principal solúvel, obtendo formulações limpas e estáveis. Co-surfactantes são
efetivos em menores concentrações. Sahni et al. (2010) avaliaram diversos alcoóis
etoxilados, que são surfactantes não iônicos, além de diversos co-solventes:
• Surfactantes: C13-6EO-SO4, C13-7PO-SO4, C13-13PO-SO4, C15-18bABS, C14-30ABS, C15-
18IOS, C20-24IOS, C20-28IOS.
30
• Co-Surfactantes: C10-6EO, C10-8EO, C10-10EO, C10-14EO, C11-6EO, C11-8EO, C11-
10EO, C11-14EO, C12-15-7EO, C12-15-9EO, C12-15-12EO, C13 -5EO, C13-7EO, C13-10EO, C13-
13EO, C13-15EO, C13-18EO and C13-30EO
• Co-Solventes: t-pentanol, iso-butanol (IBA), Etileno glicol monobutil éter (EGBE),
Dietileno glicol monobutil éter (DGBE), Trietileno glicol monobutil éter (TGBE), Butanol
2.15 EO and Butanol 2.77 EO
Hongyan et al. (2009) verificaram sinergismo positivo adicionando surfactante não-
iônico (nonilfenol etoxilado) a uma solução de surfactante do tipo sulfonato de petróleo,
reduzindo significativamente a tensão interfacial do sistema. O surfactante não-iônico
preencheria o espaço da interface água-óleo que está vazio devido à repulsão das partes
polares do surfactante aniônico, aumentando, assim, a densidade de tensoativos na
interface.
Dwarakanath et al. (2008) avaliou a utilização de co-solventes para realizar o gradiente
de fases do método Surfactante-Polímero, ao invés de utilizar a salinidade (conceito
descrito no item 2.4.1). Na Figura 4 é possível verificar o aumento na salinidade ótima
ocasionado pelo co-solvente. A Figura 5 demonstra a redução na razão de solubilização
ocasionada pelo co-solvente, aumentando a tensão interfacial. A Tabela 3 apresenta o
efeito do co-solvente na viscosidade da microemulsão. Os conceitos de razão de
solubilização e salinidade ótima são descritos nos itens 2.3 e 2.5.2.
Figura 4 – Efeito da concentração de co-solvente na salinidade ótima (Dwarakanath et al., 2008)
31
Figura 5 – Efeito da concentração de co-solvente na razão de solubilização (Dwarakanath et al., 2008)
Tabela 3 – Efeito do co-solvente na vicosidade da microemulsão (Dwarakanath et al., 2008)
Salinidade normalizada
Surfactante (%m/m)
Co-solvente (%m/m)
Viscosidade da microemulsão
(cP)
1,00 2,00% 3,00% 5,15 0,98 1,80% 2,85% 4,89 0,95 1,60% 2,70% 4,89 0,93 1,40% 2,55% 5,21 0,88 1,00% 2,25% 1,54 0,86 0,80% 2,10% 1,49 0,84 0,60% 1,95% 1,49 0,81 0,40% 1,80% 1,49 0,79 0,20% 1,65% 1,49
2.2.3. Álcalis
A adição de álcalis tem como objetivo elevar o pH e a salinidade (Winters, 2012).
Em valores de pH superiores a 10, ocorre a saponificação de ácidos naftênicos presentes
no óleo, gerando surfactantes (carboxilatos) in situ. Caso o óleo possua baixa acidez,
essa geração será pequena. Álcalis também reduzem a adsorção do surfactante na rocha
e aumentam sua estabilidade pelo aumento do pH (Zhao, 2007).
Manter o pH elevado durante toda a injeção de surfactantes é necessário para
obter todos os benefícios de sua utilização, porém pode ser necessária uma alta
concentração (Flaaten, 2007). O composto mais comum utilizado no método ASP é o
32
carbonato de sódio (Na2CO3), porém é sensível à dureza, exigindo o abrandamento da
água de injeção para sua utilização, além de ter sua aplicação limitada quando o
reservatório possui anidrita e gipsita (Winters, 2012).
Berger & Lee (2006) e Guerra (2007) desenvolveram formulações ASP tolerantes à
dureza utilizando álcalis orgânicos. Winters (2012) avaliou acetato de sódio e EDTA
tetrassódico para formulações ASP tolerantes à dureza, porém ambos não apresentaram
resultados satisfatórios.
Chandrasekar (2010) e Flaaten et al. (2010) utilizaram metaborato de sódio em
formulações ASP tolerantes à dureza, com bons resultados.
2.2.4. Polímeros
A adição de polímero em conjunto com o banco de surfactantes é necessária para
aumento da viscosidade do fluido deslocante, uma vez que a sua mobilidade aumenta
quando a tensão interfacial é reduzida (Figura 28). Esse aumento de viscosidade também
aumenta a eficiência de varrido do processo (Flaaten, 2007 e Zhao, 2007). Um banco de
polímeros após o de surfactante (polymer drive) é necessário para reduzir o trapeamento
de fases, minimizando a retenção dos produtos químicos do banco principal (Zhao, 2007),
conforme detalhado no item 2.4.1. Os polímeros mais utilizados são poliacrilamidas
aniônicas. Biopolímeros como Goma Xantana também são estudados, mas podem sofrer
biodegradação no reservatório, perdendo sua capacidade de viscosificação. Em
permeabilidades mais baixas, polímeros de menor peso molecular são mais adequados
(Flaaten, 2007).
Os polímeros sintéticos mais utilizados em recuperação avançada de petróleo são
co-polímeros de acrilamida e acrilato de sódio; co-polímeros de acrilamida e ATBS
(Acrylamido-Tertio-Butyl Sulfonate) e ter-polímeros de acrilamida, ATBS e ácido acrílico.
O monômero ATBS confere maior estabilidade térmica ao polímero, evitando que
ocorra a hidrólise da acrilamida e precipitação do polímero devido à presença de cátions
divalentes. Além da maior estabilidade térmica, polímeros com ATBS apresentam maior
resistência mecânica e menor adsorção na rocha. Para uma resistência térmica ainda
superior, o monômero NVP (n-vinil pirrolidona) é utilizado.
Poliacrilamidas hidrofobicamente modificadas (polímeros associativos) também são
utilizadas em recuperação avançada de petróleo.
A Tabela 4 apresenta exemplos de polímeros comerciais utilizados para
recuperação avançada de petróleo.
33
Tabela 4 – Exemplos de polímeros comerciais para recuperação avançada de petróleo
Tipo de polímero Exemplo de
produto
Peso molecular
(MM Daltons)
Acrilato de sódio
(% molar)
ATBS (% molar)
NVP (% molar)
Acrilamida (% molar) Fonte
Co-polímero
3630S 18,5 27,8 0 0 72,2 Zaitoun et al. (2012)
3430S 12 32.8 0 0 67.2 Zaitoun et al. (2012)
AN125VLM 2 0 25 0 75 Rashidi (2010)
AN125 8 0 25 0 75 Zaitoun et al. (2012); Rashidi (2010)
AN125VHM 12 0 25 75 Rashidi (2010)
SAV505 6 A 8 0 0 50 50 Zaitoun et al. (2012)
Ter-polímero
5115SH 15 10 15 0 75 Seright & Skjevrak (2014)
SAV301 5 - - - - Levitt & Pope (2008)
SAV301 - 0 20-25 15-25 50-65 Vermolen et al. (2011)
Polímero hidrofobicamente
modificado
Superpusher B192 - - - - -
Levitt & Pope (2008); Levitt (2009); Pancharoen (2009)
Superpusher S255
- - - - - Levitt (2009); Pancharoen (2009)
Superpusher D118 - - - - - Levitt (2009);
Pancharoen (2009)
Poliacrilamida pós hidrolisada
Hengfloc 63020 20 - - - - Levitt & Pope (2008)
Poliacrilamida pós hidrolisada
Hengfloc 63026
26 - - - - Levitt & Pope (2008)
"Comb" polymer Kypam 5 - - - - - Levitt & Pope (2008); Levitt (2009)
2.2.5. Eletrólitos
Eletrólitos adequam a salinidade do banco de surfactante(s), de modo a atingir a
salinidade ótima da microemulsão (i.e., condição que apresenta a menor tensão
interfacial, conforme explicado nos itens 2.3 e 2.5.2) e para produzir um gradiente
negativo de salinidade no banco de polímeros injetado como polymer drive, tornando o
processo mais eficiente por reduzir o trapeamento do surfactante no meio poroso (Pope et
al., 1979; Hirasaki et al.,1983; Austad e Milter, 2000). O gradiente de salinidade pode ser
realizado ajustando a salinidade da água de injeção ou com o álcali. Maiores detalhes
sobre o gradiente negativo de salinidade são descritos no item 2.4.1.
2.3. COMPORTAMENTO DE FASES
Winsor (1954) foi o primeiro a descrever o comportamento de fases de
microemulsões como Tipo I, Tipo II e Tipo III. A Tipo I (ou Tipo II (-)) é uma microemulsão
de óleo em água e tem uma fase óleo excedente. A Tipo II (ou Tipo II (+)) é uma
34
microemulsão de água em óleo e tem uma fase água excedente. A Tipo III está entre a
Tipo I e a Tipo II e é constituída por três fases: óleo excedente, microemulsão e água
excedente (Sheng, 2011) e apresenta a menor tensão interfacial. A transição entre as
fases (I para III e III para II) pode ser causada por mudanças em uma ou mais variáveis
dentre as muitas envolvidas no processo, como salinidade, temperatura, estrutura do
surfactante, concentração de co-solventes e composição do óleo (Zhao, 2007). A Figura 6
apresenta um exemplo de teste de comportamento de fases, onde é possível verificar a
transição entre as fases I, III e II através do aumento da salinidade.
Figura 6 – Exemplo de transição entre as fases I, III e II com aumento da salinidade (adaptado de Healy et
al., 1976).
A transição de fases I para III para II ocorre pelo aumento da salinidade, aumento
da concentração de co-solvente (álcool), aumento da temperatura, aumento da cadeia
alquílica do surfactante, aumento do EACN (Equivalent Alkane Carbon Number) do óleo
ou aumento da pressão.
A determinação da tensão interfacial a partir do teste de comportamento de fases
será descrita no item 2.5.2.
Healy et al. (1976), Reed & Healy (1977) e Puerto & Reed (1983) verificaram
aumento da salinidade ótima com o aumento da temperatura para surfactantes do tipo
sulfonato de alquil-arila. A Figura 7 apresenta o efeito da temperatura na salinidade ótima
e na razão de solubilização (Puerto & Reed, 1983).
35
Figura 7 – Efeito da temperatura na salinidade ótima e na razão de solubilização (Puerto & Reed, 1983).
2.4. MÉTODOS SURFACTANTE-POLÍMERO (SP) E ÁLCALI-SUR FACTANTE-
POLÍMERO (ASP)
A Figura 8 ilustra as várias regiões de fluxo imiscível durante um típico
deslocamento de óleo pelo método ASP/SP. Considerando que foi realizada injeção de
água antes da aplicação do método químico, atingindo a saturação de óleo residual (Sor),
as várias zonas são descritas como (Austad & Milter, 2000):
Região 1: Saturação de óleo residual pela injeção de água, apenas 1 fase (água) está
fluindo.
Região 2: Um banco de óleo é formado, 2 fases (água e óleo) estão em fluxo.
Região 3: Banco de ASP/SP formando a região de baixa tensão interfacial contendo a
formulação de surfactantes e polímero. Se contiver álcali, o método é denominado ASP,
do contrário é denominado SP. Fluxo de três fases líquidas (óleo, água e microemulsão),
Winsor Tipo III.
Região 4: Solução de polímero para controle de mobilidade (polymer drive), com
salinidade inferior à salinidade ótima (Winsor TIpo I). Fluxo de uma fase aquosa.
36
Figura 8 – Diferentes regiões obtidas no processo ASP/SP (adaptado de Austad & Milter, 2000).
2.4.1. Gradiente de fases
Após a injeção do banco ASP/SP (Winsor Tipo III), é necessário injetar um banco
posterior com comportamento de fases Winsor Tipo I, para evitar que a fase
microemulsão fique trapeada no meio poroso. A Figura 1 apresenta a curva de
dessaturação capilar para as fases água, óleo e microemulsão (Winsor Tipo III). É
possível verificar que é necessário um número capilar muito alto para remover a fase
microemulsão do meio poroso. Dessa maneira, é injetado um banco com comportamento
de fases Tipo I após o banco ASP/SP Tipo III. Esse banco Tipo I é injetado em conjunto
com o polímero (polymer drive), e é realizado com a injeção de água com menor
salinidade ou maior concentração de co-solvente (Figura 4).
Pope et al. (1979) e Hirasaki et al. (1983) sugerem um gradiente negativo de
salinidade, de maneira que a salinidade da água na formação seja referente à
microemulsão Tipo II, a salinidade do banco Surfactante-Polímero seja igual à salinidade
ótima (Tipo III) e o banco de polímero seja referente à microemulsão Tipo I. Essa
configuração garante que o banco SP irá passar pela salinidade Tipo III e o banco de
polímero com salinidade Tipo I resulta em menor adsorção do surfactante. O surfactante é
retardado na frente de avanço, devido à microemulsão Tipo II. No banco de polímero, com
salinidade Tipo I, o surfactante flui na fase água ou em fase microemulsão de óleo em
água (Hirasaki et al., 1983).
Região 4Polímero
Região 3Surfactante
Região 2Banco de óleo
Região 1Sorw
Direção do fluxo
37
2.5. AVALIAÇÃO DE FORMULAÇÕES DE SURFACTANTE
2.5.1. Solubilidade
É imprescindível que a formulação de surfactante apresente boa solubilidade. Do
contrário, o trapeamento do surfactante será muito alto. Sahni (2009) apresenta estudo
sobre a importância de formulações ASP com boa solubilidade. As Figuras 9 e 10
apresentam uma solução ASP com solubilidade inadequada e seu baixo desempenho em
remover óleo residual. As figuras 11 e 12 apresentam uma formulação ASP com
solubilidade adequada e seu desempenho em remover o óleo residual. É possível verificar
que a formulação ASP com solubilidade adequada apresenta desempenho muito superior.
Figura 9 – Formulação ASP com solubilidade inadequada (Sahni, 2009).
Figura 10 – Desempenho da formulação ASP com solubilidade inadequada na remoção de óleo residual
(Sahni, 2009).
38
Figura 11 – Formulação ASP com solubilidade adequada (Sahni, 2009)
Figura 12 – Desempenho da formulação ASP com solubilidade adequada na remoção de óleo residual
(Sahni, 2009).
2.5.2. Comportamento de fases e tensão interfacial
O item 2.3 apresenta os fundamentos do teste de comportamento de fases. Um
dos parâmetros mais utilizados para o estudo do comportamento de fases de
microemulsões para EOR é a razão de solubilização, definido como a razão entre o
volume da fase em questão (óleo ou água) solubilizado na microemulsão e o volume de
surfactante presente no sistema (assume-se que todo o surfactante está na
microemulsão). Healy & Reed (1976) foram os primeiros a desenvolver uma correlação
entre a razão de solubilização do óleo e da água e a tensão interfacial entre a
39
microemulsão e cada fase. Chun Huh (1979) estabeleceu uma relação teórica entre a
razão de solubilização ótima e a tensão interfacial. Nessa teoria, a tensão interfacial (σ ) é
proporcional ao quadrado da razão de solubilização ótima ( 3lR ):
23
3l
l R
c=σ para l = 1 ou 2. (2)
Sendo c aproximadamente 0,3 dyn/cm e a razão de solubilização ótima definida como o
valor onde a razão de solubilização do óleo e da água são iguais ( 13R = 23R ) na mesma
salinidade (salinidade ótima), conforme Figura 13. As equações 3, 4 e 5 demonstram
como utilizar a equação de Huh para cálculo da tensão interfacial entre a água e o óleo
através de teste de comportamento de fases, onde oV é o volume de óleo solubilizado, wV
é o volume de água solubilizada e sV é o volume de surfactante utilizado. A razão de
solubilização do óleo ( 23R ) e da água ( 13R ) são definidos por:
s
o
V
VR =23 (3)
s
w
V
VR =13 (4)
Figura 13 – Exemplo de determinação da razão de solubilização ótima (valor onde a razão de solubilização
do óleo e da água são iguais) (Sheng, 2011).
40
A Figura 14 apresenta como os valores de oV e wV são determinados no teste de
comportamento de fases, para cálculo das razões de solubilização.
O comportamento de fases e a tensão interfacial são afetados por diversos fatores:
características do óleo, características do surfactante, cátions divalentes, temperatura,
pressão, salinidade, concentração de co-solvente, concentração de co-surfactante,
concentração de polímero, partição água/óleo do surfactante e demais tensoativos, e
razão água/óleo.
Figura 14 – Esquema para cálculo das razões de solubilização no teste de comportamento de fases (Sheng,
2011).
2.5.3. Simulação dos métodos Surfactante-Polímero ( SP) e Álcali-Surfactante-Polímero (ASP)
A simulação do método ASP/SP consiste principalmente em representar as
modificações na permeabilidade relativa ocasionada pela baixa tensão interfacial
proporcionada pelo surfactante, assim como o incremento de viscosidade ocasionado
pelo polímero. A correta representação do método ASP/SP exige uma simulação incluindo
as fases óleo, água e microemulsão, que são definidas pelo comportamento de fases
(Tipo I, Tipo III e Tipo II). A partir do comportamento de fases é possível determinar a
tensão interfacial. As permeabilidades relativas são calculadas em função da curva de
dessaturação capilar para cada uma das três fases.
Pope & Nelson (1978) desenvolveram um simulador unidimensional e
composicional que incluía os efeitos de tensão interfacial, comportamento de fases, fluxo
41
fracionário, adsorção e propriedades do polímero como função da salinidade. O simulador
era capaz de representar troca catiônica, comportamento de fases e tensão interfacial
como função da salinidade e da concentração de surfactante e viscosidade do polímero
como função da concentração de polímero e da salinidade.
Pope et al. (1979) realizaram um estudo de sensibilidade do método Surfactante-
Polímero a partir de simulação. A maior recuperação de óleo ocorre quando ocorre o
gradiente de salinidade Tipo II à frente do banco SP, Tipo III no banco SP e Tipo I no
banco de polímero (polymer drive).
Mohammadi (2008) modelou experimentos laboratoriais em amostras de arenito
com uma modelagem mecanicista do método ASP, utilizando o simulador UTCHEM
(University of Texas Chemical Flooding Simulator). A modelagem considerou reações na
fase aquosa do álcali, a geração de surfactante in-situ pela reação do álcali com o óleo
ácido, comportamento de fases do surfactante injetado e do surfactante gerado in-situ,
redução da adsorção do surfactante em elevado pH, troca catiônica com argilas e o efeito
do co-solvente no comportamento de fases. As figuras 15 a 17 apresentam um dos
experimentos modelados por Mohammadi (2008). Esse mesmo trabalho aplica a
metodologia de simulação ASP em um modelo homogêneo em escala de campo, obtendo
uma recuperação adicional de 25% do VOOIP em relação à injeção somente de polímero.
Figura 15 – Comparação entre valores medidos e simulados de recuperação de óleo e fração de óleo
(Mohammadi, 2008).
42
Figura 16 – Comparação entre valores medidos e simulados de produção de surfactante (Mohammadi,
2008).
Figura 17 – Comparação entre valores medidos e simulados de diferencial de pressão (Mohammadi, 2008).
Han et al. (2008) desenvolveram um simulador totalmente implícito, paralelo e
composicional que resolve o comportamento de fases surfactante/óleo/água pela regra de
Hand (Hand, 1939). Os componentes na fase água incluem surfactante, polímero e
salinidade. Simulações do método Surfactante-Polímero foram realizadas com sucesso
43
em modelo com escala de campo com mais de 1 milhão de células usando múltiplos
processadores.
Yuan (2012) realizou simulações paralelizadas do método Surfactante-Polímero em
modelos com escala de campo utilizando o simulador IPARS, representando o transporte
do surfactante no meio poroso, a adsorção do surfactante na rocha, o comportamento de
fases água/óleo/surfactante, a viscosidade da microemulsão e a permeabilidade relativa
baseada no número de trapeamento.
Goudarzi et al. (2012) compararam diferentes simuladores de reservatórios
utilizados na simulação do método ASP/SP. O UTCHEM é o único que permite simular o
comportamento de fases (função da salinidade efetiva) e modelar a fase microemulsão e
sua viscosidade, além de calcular a tensão interfacial pelo comportamento de fases
(Tabela 5).
Tabela 5 – Comparação do módulo de surfactante de diferentes simuladores (Goudarzi et al., 2012)
Módulo de surfactante UTCHEM CMG-STARS ECLIPSE Viscosidade da Microemulsão V Não possui Não possui Tensão interfacial V Possui (formato tabular) Possui (formato tabular) Comportamento de fases V Não possui Não possui Adsorção do surfactante V V V Efeito de troca iônica V V V Salinidade efetiva V Não possui Não possui
44
3. METODOLOGIA
3.1. SIMULAÇÃO NUMÉRICA
As simulações realizadas nesse trabalho utilizaram o UTCHEM 2013_8 (University
of Texas Chemical Flooding Simulator), um simulador tridimensional, multicomponente e
multifásico desenvolvido pelo CPGE (Center for Petroleum and Geosystems Engineering)
da University of Texas at Austin. Esse simulador permite modelar o fluxo multifásico
(água, óleo e gás) no reservatório de petróleo, assim como a permeabilidade relativa
trifásica entre água, microemulsão e óleo, fundamental para a correta modelagem de fluxo
da microemulsão Tipo III. O UTCHEM também permite simular o aumento da viscosidade
da fase aquosa devido à adição de polímero, incluindo seu comportamento não
newtoniano. O simulador também inclui efeitos de adsorção dos componentes na rocha.
As equações de balanço são:
1) Equação de balanço de massa para cada componente.
2) A pressão na fase aquosa é obtida por um balanço de massa geral de todos os
componentes que ocupam volume. As pressões nas outras fases são calculadas
adicionando a pressão capilar entre as fases.
3) Equação de balanço de energia.
Quatro fases são modeladas. Uma fase gasosa monocomponente ( l = 4) e até três
fases líquidas: aquosa ( l = 1), oleosa ( l = 2) e microemulsão ( l = 3). Existirão duas ou
três fases líquidas, a depender do comportamento de fases (microemulsão Tipo I, Tipo III
ou Tipo II).
As equações de fluxo permitem compressibilidade das fases sólida e fluidas,
dispersão e difusão molecular e comportamento de fases, por equações complementares.
As equações utilizadas no simulador UTCHEM 2013_8 são apresentadas nos itens
3.1.1 a 3.1.9 e foram obtidas a partir da documentação técnica (UTCHEM Volume II,
2013).
3.1.1. Equações de balanço de massa
Para as equações de fluxo é assumido que as fases sólidas são imóveis, as fases
fluidas e líquidas são levemente compressíveis, dispersão pela lei de Fick, mistura ideal e
45
lei de Darcy. As condições de contorno são fluxo nulo e fluxo dispersivo nulo em fronteiras
impermeáveis.
A conservação da massa para o componente κ associada com a lei de Darcy é
expressa em termos do volume total do componente κ por unidade de volume poroso
( κC~
) como:
( ) κκκκκκ ρρφ RDuCCt
pn
=
−⋅∇+
∂∂
∑=
→
1
~~
l
lll
rr
(5)
O volume total do componente κ por unidade de volume poroso é a soma de todas
as fases, incluindo as fases adsorvidas:
κκκ
κκ CCSCCpcv
nnˆˆ1
11
~
+
−= ∑∑
==l
l
l para κ = 1,..., cvn (6)
Sendo cvn o número total de fases que ocupam volume (água, óleo, surfactante e
gás), pn o número de fases, κC o volume adsorvido do componente κ e κρ a densidade
do componente κ puro a uma pressão RP relativa a sua densidade na pressão de
referência 0RP , normalmente considerada a pressão nas condições de superfície. κR é o
somatório de fontes e sumidouros. É considerado mistura ideal e compressibilidades
pequenas e constantes 0κC .
( )001 RR PPC −+= κκρ (7)
A dispersão é calculada pela lei de Fick:
llll
rrrr
κκκ φ CKSD x ∇⋅=,
~ (8)
O tensor dispersão l
rr
κK , incluindo difusão molecular (lκD ) é calculado como:
( )l
ll
l
ll
l
l
ll
l rr
rr
u
uu
Su
S
DK jiTL
ijT
ijij φααδ
φαδ
τκ
κ−++≡ (9)
46
Sendo lLα e
lTα as dispersividades longitudinal e transversal da fase l , τ o fator
de tortuosidade (com valor superior a 1), iul
e jul
componentes do fluxo de Darcy da fase
l nas direções i e j e ijδ é a função delta de Kronecker.
A magnitude do vetor fluxo para cada fase é calculada como:
( ) ( ) ( )222llll
rzyx uuuu ++= (10)
O fluxo da fase pela lei de Darcy é:
( )hPkk
u r ∇−∇⋅−=rr
rrr
ll
l
l
lγ
µ (11)
Sendo krr
o tensor de permeabilidade intrínseca e h a profundidade vertical.
Permeabilidade relativa (lrk ), viscosidade (
lµ ), e peso específico para a fase l serão
definidos posteriormente.
O termo de fonte κR é uma combinação de todos os termos de fluxo para dado
componente e é definido como:
( )∑=
+−+=pn
s QrrSR1
1l
ll κκκκ φφ (12)
onde κQ é a vazão de injeção/produção para o componente κ . lκr e srκ são as taxas de
reação para o componente κ na fase l e na fase sólida s , respectivamente.
3.1.2. Balanço de energia
A equação de balanço de energia considera que a energia é função somente da
temperatura e que o fluxo de energia no reservatório ocorre somente por advecção e
condução.
47
( ) LH
n
Tp
n
VVSs QqTTuCTCSCt
pp
−=
∇−⋅∇+
+−
∂∂
∑∑== 11
1l
lll
l
lll
rrλρρφρφ (13)
Sendo T a temperatura do reservatório, VSC e lVC as capacidades térmicas da fase
sólida e da fase l a volume constante, lpC a capacidade térmica a pressão constante e
Tλ a condutividade térmica (considerada constante). Hq é a fonte de entalpia por volume.
LQ é a perda térmica para a parte superior e inferior do reservatório utilizando o método
de perda térmica de Vinsome e Westerveld (1980).
3.1.3. Equação da pressão
A equação da pressão é desenvolvida pela soma das equações de balanço de
massa de todos os componentes que ocupam volume, substituindo a lei de Darcy para os
termos de fluxo de fases, usando a definição de pressão capilar, e notando que ∑=
=cvn
C1
1κ
κl .
A equação da pressão em termos da fase de referência para a pressão (fase 1) é:
∑ ∑ ∑= = =
+∇⋅∇+∇⋅⋅∇−=∇⋅⋅∇+∂∂ p p cv
n n n
ccrcrrTct QPkhkPkt
PC
1 1 111
1
l l
lll
rrrrrrrrrrrr
κκλλλφ (14)
Sendo a mobilidade relativa da fase l :
∑=
=cvn
rcr C
k
1κκκρ
µλ
l
l
l
l (15)
e a mobilidade relativa total com correção para a compressibilidade do fluido:
∑=
=pn
crrTc1l
lλλ . (16)
A compressibilidade total ( tC ) é a soma da compressibilidade da rocha ( rC ) e dos
componentes ( 0κC ):
48
κκ
κ CCCCcvn
rt
~
1
0∑=
+= (17)
onde
( )[ ]01 RRrR PPC −+= φφ . (18)
3.1.4. Propriedades do surfactante
3.1.4.1. Adsorção
A adsorção do surfactante é modelada pela isoterma de Langmuir, considerando a
salinidade da água, a concentração de surfactante e a permeabilidade. A adsorção é
irreversível com a concentração e reversível com a salinidade. A concentração adsorvida
de surfactante ( 3=κ ) é calculada por:
( )( )
−+−=
κκκ
κκκκκ
CCb
CCaCC
ˆ~1
ˆ~,
~minˆ ; 3=κ (19)
A adsorção aumenta linearmente com a salinidade efetiva ( SEC ) e diminui com o
aumento da permeabilidade.
( )5.0
32313
+=
k
kCaaa ref
SE (20)
A salinidade efetiva ( SEC ) para o surfactante será descrita no item 3.1.4.3. O valor de
33 / ba representa a máxima adsorção e 3b controla a curvatura da isoterma. Os
parâmetros de adsorção 31a , 32a e 3b são obtidos ajustando medidas de laboratório. A
permeabilidade de referência ( refk ) é a permeabilidade referente a especificação dos
parâmetros de adsorção.
49
3.1.4.2. Comportamento de fases
O comportamento de fases considera até 5 componentes (água, óleo, surfactante e
dois co-solventes), que formam 3 pseudocomponentes (água, óleo e microemulsão) em
uma solução. Na ausência de co-solventes, apenas 3 componentes são modelados
(água, óleo e surfactante). As concentrações volumétricas desses 3 componentes são
usadas como coordenadas em um diagrama ternário.
O UTCHEM permite incluir o efeito de dois co-solventes e da temperatura no
comportamento de fases.
Os co-solventes alteram a salinidade efetiva e as salinidades mínima e máxima da
microemulsão Tipo III. Também alteram a altura da curva binodal, pois aumentam a
tensão interfacial, conforme apresentado no item 2.2.2.
3.1.4.3. Salinidade efetiva
A salinidade efetiva para o comportamento de fases permite incluir o efeito dos
cátions divalentes, dois co-solventes e da temperatura. Desprezando esses efeitos, a
salinidade efetiva ( SEC ) é igual à concentração de ânions na fase aquosa ( 51C ).
( )( ) ( )( )refTSSSE TTff
CC
−−−−=
βββ 111 7766
51 (21)
Onde:
SEC é a salinidade efetiva;
51C é a concentração de ânions na fase aquosa;
( )Sf771 β− é o efeito do co-solvente;
( )Sf661 β− é o efeito dos cátions divalentes;
( )( )refT TT −− β1 é o efeito da temperatura;
7β é o parâmetro de inclinação para o co-solvente;
6β é o parâmetro de inclinação para cátions divalentes;
Tβ é o parâmetro de inclinação para a temperatura;
Sf6 é a fração do total de cátions divalentes ligada às micelas e;
Sf7 é a fração do total de co-solvente associado ao surfactante.
50
Os parâmetros 6β , 7β e Tβ são obtidos por testes adicionais de comportamento
de fases, determinando o efeito dos cátions divalentes, do co-solvente e da temperatura.
Nelson (1982) e Satoh (1984) apresentam estudos para o efeito de cátions divlentes e co-
solventes no comportamento de fases. Dwarakanath et al. (2008) apresentam estudo do
efeito de co-solventes no comportamento de fases. Puerto & Reed (1983) e Aoudia &
Wade (1995) apresentam estudos sobre o efeito da temperatura no comportamento de
fases.
Os limites de salinidade que formam a microemulsão Tipo III são chamados de limite
superior e inferior da salinidade efetiva ( SELC e SEUC ).
3.1.4.4. Curva binodal
A curva binodal é determinada utilizando a regra de Hand (Hand, 1939).
B
C
CA
C
C
=
l
l
l
l
1
3
2
3 para l = 1, 2 ou 3. (22)
Sendo A e B parâmetros empíricos. O UTCHEM considera uma curva binodal
simétrica ( 1−=B ) com as concentrações de todas as fases sendo calculadas
explicitamente em termos da concentração de óleo l2C (sendo 1
3
1
=∑=κ
κlC ).
( ) ( )
−++−=
lllll 222
223 142
1CACACACC para l = 1, 2 ou 3. (23)
O parâmetro A está relacionado à altura da curva binodal conforme:
2
max,3
max,3
1
2
−=
m
mm C
CA para m = 0, 1 e 2. (24)
mBNCm HC ,max,3 = (25)
51
mBNCH , é um parâmetro de entrada e m = 0, 1 e 2 correspondem às salinidades
mínima, ótima e máxima. mA é interpolado linearmente como:
( ) 110 1 AC
CAAA
SEOP
SE +
−−= para SEOPSE CC ≤ (26)
( ) 112 1 AC
CAAA
SEOP
SE +
−−= para SEOPSE CC ≤ (27)
Sendo SEOPC a salinidade efetiva ótima, calculada como a média aritmética entre
SELC e SEUC . A altura da curva binodal nas três salinidades de referência são parâmetros
de entrada do modelo.
3.1.4.5. Efeito do co-solvente na curva binodal
É utilizada uma relação linear para representar o efeito do co-solvente na altura
máxima da curva binodal:
mS
mm CfmC 7777max,3 += para m = 0, 1 e 2 . (28)
Onde m representa as salinidades zero ( m = 0), ótima ( m = 1) e o dobro da ótima
( m = 2). O parâmetro mm7 é o coeficiente angular da altura máxima da curva binodal em
função da fração de co-solvente associada ao surfactante na salinidade m . mC7 é o
coeficiente linear desse mesmo gráfico (Figura 18).
52
Figura 18 – Altura máxima da curva binodal em função da fração de co-solvente associada ao surfactante.
3.1.4.6. Efeito da temperatura na curva binodal
Assim como o co-solvente, o efeito da temperatura na curva binodal é através de
uma relação linear:
( )refmBNTmBNCm TTHHC −+= ,,max,3 (29)
Sendo mC max,3 a altura máxima da curva binodal em função da temperatura, m
representa as salinidades zero ( m =0), ótima ( m =1) e o dobro da ótima ( m =2), mBNCH , é a
altura da curva binodal na temperatura de referêmcia ( refT ) e na salinidade m e mBNCH , é
o coeficiente angular da altura da curva binodal em função da temperatura (T ) na
salinidade m .
53
3.1.4.7. Tensão interfacial
A tensão interfacial será calculada no UTCHEM pelo modelo de Chun-Huh. Nesse
modelo, a tensão interfacial está relacionada à razão de solubilização como:
23
3l
l R
c=σ para l = 1 ou 2. (30)
Sendo c aproximadamente 0,3 (Huh, 1979). O fator de correção de Hirasaki (l
F )
foi introduzido à equação de Huh para garantir que a tensão interfacial é nula no ponto
crítico. Outros termos foram adicionados à equação de Huh para reduzir a tensão
interfacial água-óleo quando a concentração de surfactante é reduzida.
( )333 1
23
3ll
l
l
l
aRaRow e
R
cFe −− −+= σσ para l = 1 ou 2. (31)
Sendo a aproximadamente 10.
3.1.5. Propriedades do polímero
3.1.5.1. Adsorção
A retenção do polímero no meio poroso ocorre por adsorção à superfície sólida e por
trapeamento em poros pequenos, uma vez que o polímero é uma macromolécula. A
adsorção também é modelada pela isoterma de Langmuir, porém para κ = 4. Da mesma
maneira que o surfactante, a adsorção do polímero também é modelada em função da
salinidade, concentração e permeabilidade.
( )( )
−+−=
κκκ
κκκκκ
CCb
CCaCC
ˆ~1
ˆ~,
~minˆ ; 4=κ
(32)
54
( )5.0
42414
+=
k
kCaaa ref
SE (33)
A salinidade efetiva para o polímero é:
( )11
6151 1
C
CCC P
SEP
−+= β (34)
Sendo 51C , 61C e 11C , respectivamente, as concentrações de ânions, cálcio e água
na fase aquosa. Pβ é um parâmetro do modelo determinado em laboratório, referente à
influência do cálcio na salinidade efetiva do polímero. A permeabilidade de referência
( refk ) é a permeabilidade referente a especificação dos parâmetros de adsorção.
3.1.5.2. Redução de permeabilidade
Soluções poliméricas reduzem a mobilidade do fluido deslocante (água) e a
permeabilidade do meio poroso. A redução de permeabilidade é medida pelo fator de
redução de permeabilidade.
p
wk k
kR = (35)
A redução de mobilidade devido ao efeito combinado do aumento da viscosidade e
redução da permeabilidade é chamada fator de resistência ( FR ), calculado por:
w
pkF RR
µµ
= (36)
Sendo wk a permeabilidade efetiva à água, pk a permeabilidade ao polímero, pµ a
viscosidade da solução polimérica e wµ a viscosidade da água.
O efeito da redução na permeabilidade continua mesmo após a solução polimérica
ter passado pelo meio poroso e é chamado de fator de resistência residual, RFR .
O fator de redução de permeabilidade é modelado no UTCHEM como:
55
( )l
l
4
4max,
1
11
Cb
CbRR
rk
rkkk +
−+= (37)
( )
−=
−
cutk
yx
SpSEPprk
k Rkk
CAcR ,
4
2/1
3/1
1max, ,1min
φ
(38)
Sendo rkb e rkc parâmetros de entrada e l refere-se à fase com maior
concentração de polímero.
O efeito da redução de permeabilidade devido ao polímero é considerado
irreversível, ou seja, não reduz com a redução de concentração de polímero, portanto
kRF RR = . A viscosidade da fase que contém o polímero é multiplicada pelo valor de kR
para considerar o efeito de redução de mobilidade no simulador.
3.1.5.3. Volume poroso inacessível ao polímero
A redução na porosidade devido a poros inacessíveis pelo grande tamanho das
moléculas de polímeros é denominada volume poroso inacessível. O resultado desse
efeito é uma maior velocidade do polímero em relação à água, no meio poroso. Esse
efeito é modelado multiplicando a porosidade na equação de conservação do polímero
por um parâmetro de entrada de volume poroso efetivo.
3.1.5.4. Taxa de cisalhamento no meio poroso
A taxa de cisalhamento no meio poroso é calculada conforme proposto por Hirasaki
& Pope (1974) & Lin (1981):
capil
wrw
wn
n
eff CSkk
u
n
nC γ
φγ &
r
& =
+=−
8
4
413 1
(39)
Sendo a taxa de cisalhamento em s-1, o fluxo de Darcy em cm/s e a permeabilidade
em cm2. C é o coeficiente da taxa de cisalhamento e n é o expoente da lei de potência.
56
O parâmetro n corresponde à inclinação da porção linear do gráfico log-log da
viscosidade do polímero em função da taxa de cisalhamento, conforme Figura 19.
Figura 19 – Reologia do polímero e obtenção do expoente da lei de potência.
O parâmetro C é o coeficiente da taxa de cisalhamento obtido a partir de
experimentos laboratoriais e considera efeitos não ideais (Wreath et al., 1990; Sorbie,
1991). O valor de C depende de propriedades do meio poroso, como permeabilidade e
porosidade. Cannella et al. (1988) utilizaram C igual a 6 para ajuste de experimentos de
laboratório com afloramento Berea. Wreath et al. (1990) obtiveram valores de C
apresentados na Figura 20. Ehrenfried (2013) reportou valores de C entre 2,36 e 2,83
para afloramento Bentheimer e determinou experimentalmente C = 2,09 para fluxo de
poliacrilamida em afloramento Bentheimer.
A magnitude do fluxo de Darcy para a fase água é calculada como:
( ) ( ) ( )222 zw
yw
xww uuuu ++=r
(40)
Uma maneira alternativa de cálculo para células contendo poços é:
Lr
Qu
effw
ww
,2π=r
(41)
Sendo wQ a vazão volumétrica de água para cada célula contendo o poço, L a
espessura da célula e effwr , um raio efetivo do poço, uma variável de entrada com valor
y = 8.7466x-0.166
R² = 0.9986
1
10
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
Vis
cosi
dad
e (c
P)
Taxa de cisalhamento (s-1)
57
padrão igual ao raio do poço ( wr ). Essa maneira alternativa de cálculo reduz o efeito do
tamanho da célula no cálculo da taxa de cisalhamento e, consequentemente, no cálculo
da viscosidade da solução polimérica no meio poroso.
O UTCHEM possui um método analítico para cálculo da injetividade, desenvolvido
por Li & Delshad (2013). Esse método elimina o problema de cálculo de taxa de
cisalhamento próximo ao poço em modelos com células grandes, conforme apresentado
na Figura 21.
Figura 20 – Valores do parâmetro C para cálculo de taxa de cisalhamento no meio poroso apresentados por
Wreath et al (1990).
Figura 21 – Validação do modelo analítico para cálculo da injetividade do polímero (Li & Delshad, 2013)
58
3.1.5.5. Comportamento não newtoniano
A reologia de soluções de poliacrilamidas aniônicas, quando determinadas em um
reômetro, apresentam um platô newtoniano em baixas taxas de cisalhamento, seguida
por uma faixa com comportamento pseudo-plástico e, posteriormente, por um novo platô
newtoniano em taxas de cisalhamento elevadas (Figura 22). Esse comportamento
reológico pode ser modelado no UTCHEM pela equação de Meter (Meter & Bird, 1964).
1
2/1
0
1−
+
−+=
α
γγ
µµµµ P
wpwp
&
(42)
Sendo pµ a viscosidade da solução polimérica em função da taxa de cisalhamento
(γ& ), 2/1γ a taxa de cisalhamento correspondente à viscosidade média entre 0pµ
(viscosidade da solução polimérica em taxa de cisalhamento zero) e wµ (viscosidade da
água). αP é um coeficiente empírico.
A equação de Carreau (1972) também pode ser utilizada para modelar a reologia
de soluções de poliacrilamidas.
( ) ( )[ ] ααγλµµµµ/)1(0 1
−
∞∞ +−=−n
pp & (43)
Sendo wµµ =∞ , 0pµ a viscosidade da solução polimérica em taxa de cisalhamento
zero, λ , n e α parâmetros empíricos. O parâmetro α é usualmente considerado igual a
2.
59
Figura 22 – Comportamento reológico de soluções de poliacrilamida (Sheng, 2011).
No meio poroso, devido à característica viscoelástica das soluções poliméricas, a
reologia do polímero apresenta um platô newtoniano em baixas taxas de cisalhamento,
seguida por uma faixa pseudo-plástica e, após uma taxa de cisalhamento crítica, uma
faixa dilatante. A Figura 23 apresenta a reologia do polímero determinada em reômetro e
medida no meio poroso.
Figura 23 – Comportamento reológico da solução polimérica no meio poroso (UTCHEM Volume II, 2013)
60
Delshad et al. (2008) implantou um modelo unificado de viscosidade (Unified
Viscosity Model), capaz de representar a reologia das soluções poliméricas no meio
poroso. Esse modelo calcula a viscosidade da solução polimérica como a soma dos
termos pseudo-plástico e dilatante.
elshapp µµµ += (44)
O termo pseudo-plástico é calculado pela equação de Carreau (1972).
( ) ( )[ ] ααγλµµµµ/)1(0 1
−
∞ +−+=n
pwsh & (45)
A equação de Flory-Huggins (Flory, 1953) modificada é utilizada para calcular a
viscosidade do polímero em taxa de cisalhamento zero ( 0pµ ).
( )[ ]PSSEPPPPPPPwp CCACACA 3
32
210 1 +++= µµ (46)
Sendo wµ a viscosidade da água, 1PA , 2PA e 3PA parâmetros do modelo obtidos a
partir de medidas em laboratório. PC é a concentração de polímero na fase água (isso
exclui a concentração adsorvida). O termo PSSEPC representa a dependência da viscosidade
do polímero com a salinidade e dureza. A salinidade efetiva, SEPC , é dada por:
( )
−+= 111
6151 ,1
max SEP
SEP CC
CCC
β (47)
Sendo 51C , 61C e 11C , respectivamente, as concentrações de ânions, cálcio e água
na fase aquosa. Pβ é um parâmetro do modelo determinado em laboratório, referente à
influência do cálcio na salinidade efetiva do polímero. 1SEC é a salinidade a partir da qual a
viscosidade do polímero não é mais influenciada.
61
O parâmetro PS corresponde à inclinação do gráfico log-log da viscosidade
normalizada do polímero em função da salinidade efetiva SEPC . A viscosidade normalizada
do polímero é definida como
−
w
wp
µµµ 0
.
O parâmetro λ é calculado como uma função da concentração do polímero:
( )pC21 exp ββλ = (48)
Sendo 1β e 2β parâmetros do modelo obtidos em medidas laboratoriais.
O termo dilatante é:
( )[ ]{ }12max
2exp1 −−−= neffrel γτλµµ & (49)
O platô de viscosidade da parte dilatante é modelado utilizando a seguinte
correlação empírica, desenvolvida baseada em medidas laboratoriais.
( )pw CAPAP ln2211max += µµ (50)
O tempo de relaxação do polímero é calculado como:
pr C10 τττ += (51)
Os parâmetros do modelo dilatante ( 11AP , 22AP , 0τ , 1τ , 2n e 2λ ) são obtidos por
medidas da viscosidade aparente durante a injeção de soluções poliméricas em meio
poroso. Magbagbeola (2008), Delshad (2008) e Kim (2010) apresentam estudos
laboratoriais e numéricos do comportamento reológico de polímeros no meio poroso.
3.1.6. Permeabilidade relativa
A permeabilidade relativa multifásica será modelada por funções de Corey (Brooks
& Corey, 1966; Delshad & Pope, 1989).
( ) l
lll
nrrr Skk 0= para l = 1, 2 ou 3. (52)
62
Sendo lrk ,
ln e rS
l o ponto terminal da permeabilidade relativa, o expoente e a
saturação residual para a fase l ( l =1 para água, l =2 para óleo e l =3 para
microemulsão). As saturações normalizadas são:
∑=
−
−= 3
1
1l
l
ll
l
r
rn
S
SSS para l = 1, 2 ou 3. (53)
As permeabilidades relativas são reduzidas a funções bifásicas água/óleo,
água/microemulsão ou óleo/microemulsão. As saturações residuais, pontos terminais e
expoentes podem ser constantes (durante injeção de água, ou seja, com tensão interfacial
água/óleo constante) ou calculados em função da tensão interfacial (durante a injeção de
surfactantes), de acordo com a curva de dessaturação capilar, conforme descrito no item
3.1.7.
3.1.7. Dessaturação capilar e gradiente de fases
Tradicionalmente a dessaturação capilar era analisada a partir do número capilar
(Brownell & Katz, 1949), que representa as forças viscosas e capilares. Uma das muitas
definições clássicas do número capilar (Brownell & Katz, 1949; Stegemeier, 1977; Chatzis
& Morrow, 1981; Lake, 1989) é apresentada como:
'
'
ll
l
l
rrr
σ
Φ∇⋅=
kNc para l = 1,..., pn (54)
Sendo l e 'l correspondentes aos fluidos deslocados e deslocantes,
respectivamente. O gradiente de fluxo potencial é dado por:
hgP ∇−∇=Φ ''' lllρ (55)
No UTCHEM, a dessaturação capilar pode também ser feita a partir do número de
trapeamento (equação 56, Pope & Jin, 1995), que inclui forças gravitacionais à equação
do número capilar, a partir do número de Bond.
63
( )[ ]'
''
ll
lll
l
rrrrrr
σ
ρρ hgkkNT
∇−−Φ∇⋅−= (56)
A curva de dessaturação capilar correlaciona a redução na saturação de óleo
residual com o número capilar e com o número de trapeamento (que são inversamente
proporcionais à tensão interfacial). Assim, com a redução da tensão interfacial (com
consequente aumento do número capilar e do número de trapeamento), a saturação de
óleo residual diminui, conforme Figura 1.
A Figura 1 apresenta a curva de dessaturação capilar para as três fases líquidas
simuladas pelo UTCHEM (água, óleo e microemulsão). É possível verificar que a fase
microemulsão possui maior trapeamento no meio poroso (Delshad et al., 1986). O
escoamento líquido trifásico só ocorre no comportamento de fases Tipo III, portanto a fase
microemulsão só existirá nessa condição. Por esse motivo, após a injeção do banco (slug)
ASP/SP Tipo III, segue-se com a injeção de um banco somente de polímero (polymer
drive) com comportamento de fases Tipo I, pois possui menor trapeamento, conforme
Figura 1. O comportamento de fases Tipo I pode ser obtido com a redução da salinidade
do fluido injetado ou com a alteração na concentração de co-solvente (Figura 4).
As saturações residuais são calculadas em função do número de trapeamento
como:
+−+=
ll
ll
lll
T
highr
lowrhigh
rr NT
SSSSS
1,min para l = 1,..., pn (57)
Sendo l
T é um parâmetro de entrada positivo, obtido a partir de resultados
experimentais da curva de dessaturação capilar. Quanto menor o valor de l
T , maior o
trapeamento da fase no meio poroso. lowrSl
e highrSl
são as saturações residuais da fase l
em número de trapeamento baixo (alta tensão interfacial) e alto (baixa tensão interfacial).
Essa correlação foi obtida baseada no trabalho de Delshad (1990), utilizando n-decano
como fase oleosa.
64
Os pontos terminais e expoentes nas funções de permeabilidade relativa são
obtidos por interpolação linear (Delshad et al., 1986) entre os parâmetros de entrada a
baixo número de trapeamento e alto número de trapeamento (low
rk 0l
,high
rk 0l
, lownl
, highnl
).
( )lowhighlow
rrhighr
lowr
rlow
rrr kk
SS
SSkk 00
''
''00ll
ll
ll
ll−
−−+= para l = 1,..., pn (58)
( )lowhighhigh
rlow
r
rlow
rlow nnSS
SSnn
ll
ll
ll
ll−
−−+=
''
'' para l = 1,..., pn (59)
3.1.8. Viscosidade
As viscosidades das fases líquidas são modeladas com base na viscosidade dos
componentes puros e nas concentrações de óleo, água e surfactante nas fases.
( ) ( ) ( )llllll
llll
25143123213321
CCCCo
CCw eCeCeC αααα αµµµ +++ ++= para l = 1, 2 ou 3. (60)
A viscosidade da microemulsão é calculada com l =3.
Os parâmetros α são determinados ajustando medidas laboratoriais da
viscosidade da microemulsão. Na ausência de surfactante e polímero, as viscosidades
das fases óleo e água correspondem à viscosidade da fase pura ( wµ , oµ ). Na presença de
polímero, a viscosidade da água ( wµ ) é substituída pela viscosidade do polímero ( pµ ).
A viscosidade em função da temperatura é modelada pela seguinte relação
exponencial.
−=
refTref TT
b11
exp, κκκ µµ para κ = água, óleo ou gás. (61)
Sendo ref,κµ a viscosidade na temperatura de referência ( refT ) e κTb um parâmetro
de ajuste.
A viscosidade da fase gás é modelada linearmente em função da pressão.
65
( )004 RRaSa PP −+= µµµ (62)
Sendo 0aµ a viscosidade da fase gás na pressão de referência ( 0RP ) e aSµ o
coeficiente angular da viscosidade do gás em função da pressão.
3.1.9. Densidade
O peso específico das fases é modelado como função da pressão e composição as
fases.
llllllllllllll 8877654332211 001299,002533,00433,0 γγγγγγ CCCCCCCC ++−++++=
l = 1,..., pn (63)
Sendo ( )[ ]001 RR PPC −+=
ll κκκ γγ , Rκγ o peso específico do componente κ na pressão de
referência e é um parâmetro de entrada. As constantes numéricas consideram os pesos
dos íons dissolvidos e do polímero. A constante 0,00433 tem unidade de psi/ft por
percentagem mássica (%m/m) de polímero; a constante 0,02533 tem unidade de psi/ft por
meq/ml de cloreto, e a constante 0,001299 tem unidade de psi/ft por meq/ml de cálcio.
66
4. RESULTADOS E DISCUSSÃO
4.1. SIMULAÇÃO UNIDIMENSIONAL DO MÉTODO SURFACTANTE -POLÍMERO
A simulação do método Surfactante-Polímero foi realizada com o UTCHEM. A
simulação unidimensional teve como objetivo representar uma amostra de rocha (plugue),
com 0,745 pés de comprimento e 0,11 pés de diâmetro, discretizado com 80 células em x,
1 célula em y e 1 célula em z.
As propriedades dos fluidos e da rocha estão apresentadas na Tabela 6. A Tabela
7 apresenta as permeabilidades relativas em baixo e alto número de trapeamento.
Tabela 6 – Propriedades dos fluidos e da rocha utilizados na simulação
Parâmetro Nome da variável no
UTCHEM
Nome da variável nas
equações Valor
Salinidade da água de
formação C50 51C 1,08 meq/ml
Temperatura TEMPI T 50 oC (isotérmico)
Viscosidade do óleo VIS2 oµ 10,75 cP
Viscosidade da água VIS1 wµ 0,56 cP
Permeabilidade x PERMX krr
3800 mD
Pressão inicial PRESS1 P 3624,5 psi
Gradiente da água DEN1 1γ 0,433 psi/ft
Gradiente do óleo DEN2 2γ 0,41 psi/ft
Gradiente do surfactante DEN3 3γ 0,433 psi/ft
Porosidade PORC1 φ 0,3
67
Tabela 7 – Parâmetros para cálculo das permeabilidades relativas em função da dessaturação capilar.
Parâmetro Nome da variável
no UTCHEM
Nome da variável
nas equações Valor
Ponto terminal da permeabilidade
relativa à água em baixo número de
trapeamento.
P1RW low
rk 0l
, l = 1 0,14
Ponto terminal da permeabilidade
relativa ao óleo em baixo número de
trapeamento.
P2RW low
rk 0l
, l = 2 0,7
Ponto terminal da permeabilidade
relativa à microemulsão em baixo
número de trapeamento.
P3RW low
rk 0l
, l = 3 0,14
Expoente da permeabilidade relativa à
água em baixo número de
trapeamento.
E1W lownl
, l = 1 3
Expoente da permeabilidade relativa
ao óleo em baixo número de
trapeamento.
E2W lownl
, l = 2 2,5
Expoente da permeabilidade relativa à
microemulsão em baixo número de
trapeamento.
E3W lownl
, l = 3 3
Saturação de óleo residual em baixo
número de trapeamento. S2RWC low
rSl
, l = 1 0,3
Saturação de água irredutível em
baixo número de trapeamento. S1RWC low
rSl
, l = 2 0,15
Saturação irredutível da fase
microemulsão em baixo número de
trapeamento.
S3RWC lowrSl
, l = 3 0,15
Parâmetro para cálculo da curva de
dessaturação capilar da fase água. T11 l
T , l = 1 1865
(Delshad et al., 1986;
1987).
Parâmetro para cálculo da curva de
dessaturação capilar da fase óleo. T22 l
T , l = 2 59000
(Delshad et al., 1986;
1987).
Parâmetro para cálculo da curva de
dessaturação capilar da fase
microemulsão.
T33 lT , l = 3
364
(Delshad et al., 1986;
1987).
A partir dos valores apresentados na Tabela 6 foi construída, pela equação 57, a
curva de dessaturação capilar para as fases água, óleo e microemulsão, apresentada na
Figura 24. É possível verificar que a fase microemulsão tem maior dificuldade em reduzir
sua saturação residual.
68
Figura 24 – Curva de dessaturação capilar utilizada na simulação.
A Figura 25 apresenta a variação dos pontos terminais da permeabilidade relativa
(calculada pela equação 58) e a Figura 26 apresenta a variação do expoente da
permeabilidade relativa em função do número de trapeamento (calculada pela equação
59). Conforme esperado, com o aumento do número de trapeamento, o ponto terminal e o
expoente da permeabilidade relativa tendem para o valor unitário. A Figura 27 apresenta a
curva de permeabilidade relativa em baixo e alto número de trapeamento. Em alto número
de trapeamento a saturação residual das fases é nula, o ponto terminal e o expoente tem
valor unitário.
A Figura 28 apresenta o fluxo fracionário com injeção de água (baixo número de
trapeamento e baixa viscosidade), injeção somente de polímero (baixo número de
trapeamento e alta viscosidade), injeção somente de surfactante (alto número de
trapeamento e baixa viscosidade) e injeção de surfactante em conjunto com polímero (alto
número de trapeamento e alta viscosidade). Verifica-se que em alto número de
trapeamento (baixas tensões interfaciais) a mobilidade da água aumenta muito, exigindo o
aumento da viscosidade (através da adição de polímero) para reduzir sua mobilidade.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
1.E-08 1.E-07 1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00
Sat
uraç
ões
resi
duai
s
Número de trapeamento
Óleo Microemulsão Água
69
Figura 25 – Ponto terminal da permeabilidade relativa em função do número de trapeamento.
Figura 26 – Variação do expoente da permeabilidade relativa em função do número de trapeamento.
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
1.E-08 1.E-07 1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00
Pon
to te
rmin
al d
a pe
rmea
bilid
ade
rela
tiva
Número de trapeamento
Óleo Microemulsão
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
1.E-08 1.E-07 1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00
Exp
oent
e da
per
mea
bilid
ade
rela
tiva
Número de trapeamento
Óleo Microemulsão
70
Figura 27 – Curva de permeabilidade relativa em alto e baixo número de trapeamento.
Figura 28 – Curva de fluxo fracionário para injeção de água, injeção de surfactante, injeção de polímero e
injeção de surfactante-polímero.
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Per
mea
bilid
ade
rela
tiva
Saturação de água (Sw)
krme - alto número de trapeamento kro - alto número de trapeamentokrw - baixo número de trapeamento kro - baixo número de trapeamento
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
fw
Sw
Injeção de água Injeção de surfactante
Injeção de polímero (16.4 cP) Injeção de surfactante + polímero (16.4 cP)
71
Os parâmetros de comportamento de fases (altura da curva binodal e faixa de
salinidade com comportamento de fases Tipo III) e viscosidade da microemulsão foram
obtidos de Veedu (2010) e estão apresentados na Tabela 8. A formulação contém 2% de
surfactante e 0,3% de co-solvente. A Figura 29 apresenta a viscosidade da microemulsão,
que chega a valores aproximadamente três vezes superiores à viscosidade do óleo.
A adsorção do surfactante foi obtida de valores apresentados por Solairaj (2012),
apresentados na Figura 30. Foi considerada uma adsorção de 245 µg/g, que corresponde
a um valor intermediário de adsorção de surfactante em um sistema sem álcali.
Foi considerado que a salinidade não influencia a viscosidade do polímero ( 0=PS ),
a adsorção do polímero ( 042 =a ) e a adsorção do surfactante ( 032 =a ). As tabelas 8 e 9
apresentam os parâmetros do surfactante e do polímero utilizados na simulação.
Tabela 8 – Propriedades do surfactante utilizadas na simulação
Parâmetro Nome das variáveis
no UTCHEM
Nome das
variáveis nas
equações
Valor Outros parâmetros
utilizados no cálculo Informações
Coeficientes para
cálculo da
viscosidade da
microemulsão
ALPHA1 ALPHA2 ALPHA3 ALPHA4 ALPHA5
α1
α2
α3
α4
α5
α1 = 0,2
α2 = 2,5
α3 = 0,1
α4 = 0,1
α5 = 0,1
µo = 10.75 cP
µp = 16,4 cP
Valores conforme
Veedu (2010).
Equação 60.
Figura 29.
Concentração de
surfactante. C(M,KC,L) = C(M,3,1)
C31 2 %v/v
M = número do
poço
KC = número do
componente
L = número da fase
Faixa de salinidade
com
comportamento de
fases Tipo III.
CSEL7 = limite inferior CSEOPT = salinidade ótima CSEU7 = limite superior
CSEL7 = 0,1003 meq/ml CSEOPT = 0,15 meq/ml CSEU7 = 0,1997 meq/ml
Valores conforme
Veedu (2010).
Equações 64 e 65.
Altura da curva
binodal.
HBNC70 (Tipo I) HBNC71 (Tipo III) HBNC72 (Tipo II)
mBNCH ,7
HBNC70 = 0,045
HBNC71 = 0,019
HBNC72 = 0,045
Valores conforme
Veedu (2010).
Equação 25.
Salinidade da água
de injeção (antes
da injeção do
banco SP)
C(M,KC,L) = C(M,5,1)
C51 0,51 meq/ml
M = número do
poço
KC = número do
componente
L = número da fase
Salinidade da água
de injeção do
banco SP
C(M,KC,L) = C(M,5,1)
C51 0,15 meq/ml
M = número do
poço
KC = número do
componente
L = número da fase
Salinidade da água
de injeção do
banco de polímero
(polymer drive)
após o banco
ASP/SP.
C(M,KC,L) = C(M,5,1)
C51 0,05 meq/ml
M = número do
poço
KC = número do
componente
L = número da fase
72
Parâmetro Nome das variáveis
no UTCHEM
Nome das
variáveis nas
equações
Valor Outros parâmetros
utilizados no cálculo Informações
Adsorção máxima
do surfactante - 3a 0,245 mg/g
• a31 = 1,516
• a32 = 0 (a
salinidade não
influencia a
adsorção)
• b3 = 1000
• Densidade do
surfactante = 1
g/cm3
• Densidade da
rocha = 2,65
g/cm3
• Porosidade da
rocha = 0,3
Perda mássica de
surfactante na
rocha por adsorção.
Valores baseados
em Solairaj (2012),
sem álcali.
Equações 19 e 20.
Figuras 30 e 31.
Coeficiente para
cálculo da adsorção
do surfactante em
função da
concentração
(isoterma de
Langmuir)
AD31 31a 1,516 Equações 19 e 20.
Figura 31.
Coeficiente
responsável pelo
efeito da salinidade
na adsorção do
surfactante
AD32 32a 0
O valor nulo indica
que o efeito da
salinidade na
adsorção do
surfactante será
ignorado.
Equações 19 e 20.
Figura 31.
Coeficiente para
cálculo da adsorção
do surfactante em
função da
concentração
(isoterma de
Langmuir)
B3D 3b 1000 Equação 19.
Figura 31.
73
Figura 29 – Viscosidade da microemulsão
Figura 30 – Valores de retenção do surfactante (Solairaj, 2012)
0
5
10
15
20
25
30
35
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00
Vis
cosi
dade
da
Mic
roem
ulsã
o (c
P)
Concentração de óleo na microemulsão (C23)
74
Figura 31 – Adsorção do surfactante
Tabela 9 – Propriedades do polímero utilizadas na simulação
Parâmetro Nome da variável no
UTCHEM
Nome da variável
nas equações Valor Informações
Fator de resistência
residual (RRF) RKCUT Rkcut 1
Redução de permeabilidade
ocasionada pelo polímero. Foi
considerado que o polímero não
reduz a permeabilidade da rocha.
Equações 37 e 38.
Coeficiente para cálculo do
fator de resistência residual BRK brk 100 Equações 37 e 38.
Coeficiente para cálculo do
fator de resistência residual CRK crk 0 Equações 37 e 38.
Volume poroso acessível EPHI4 - 0,8
Redução da porosidade devido a
poros inacessíveis pelo grande
tamanho da molécula do
polímero.
Concentração de polímero
(para cálculo da
viscosidade da solução
polimérica)
C(M,KC,L) = C(M,4,1) C41 0,17 %(m/m)
(µp =16,4 cP)
M = número do poço
KC = número do componente
L = número da fase
Equação 46.
Figura 32.
Variação da viscosidade do
polímero com a salinidade. SSLOPE Sp 0
A viscosidade do polímero não
varia com a salinidade.
Equação 46.
Coeficientes para cálculo
da viscosidade do polímero
em função da
concentração.
AP1, AP2 e AP3 AP1, AP2 e AP3
AP1=37
AP2=37
AP3 = 4210
Equação 46.
Figura 32.
Efeito dos cátions
divalentes na salinidade
efetiva para cálculo da
viscosidade do polímero
BETAP βp 1
Os cátions divalentes não alteram
a viscosidade do polímero.
Equação 34.
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0 0.05 0.1 0.15 0.2
Ad
sorç
ão (m
g/g
)
Concentração de surfactante (%v/v)
75
Parâmetro Nome da variável no
UTCHEM
Nome da variável
nas equações Valor Informações
Coeficiente para cálculo da
viscosidade do polímero
em função da taxa de
cisalhamento.
GAMHF γ1/2 100 Equação 42.
Figura 33.
Parâmetro da equação de
Meter & Bird (1964) para
cálculo da viscosidade do
polímero em função da
taxa de cisalhamento
POWN Pα 1,4 Equação 42.
Figura 33.
Coeficiente da taxa de
cisalhamento no meio
poroso. GAMAC C 4
Coeficiente para cálculo da taxa
de cisalhamento no meio poroso.
Equação 39.
Adsorção máxima do
polímero (a4) - 4a 40 µg/g
Perda de massa polimérica
devido à adsorção na rocha.
Equações 32 e 33.
Figura 34.
Coeficiente para cálculo da
adsorção do polímero em
função da concentração
(isoterma de Langmuir)
AD41 41a 2,47 Equações 32 e 33.
Figura 34.
Coeficiente responsável
pelo efeito da salinidade na
adsorção do polímero
AD42 42a 0
O valor nulo indica que o efeito da
salinidade na adsorção do
polímero será ignorado.
Equações 32 e 33.
Figura 34.
Coeficiente para cálculo da
adsorção do polímero em
função da concentração
(isoterma de Langmuir)
B4D 4b 100 Equações 32 e 33.
Figura 34.
Figura 32 – Viscosidade da solução polimérica em função da concentração.
0
5
10
15
20
25
30
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
Vis
cosi
dad
e (c
P)
Concentração de polímero (%m/m)
76
Figura 33 – Viscosidade da solução polimérica em função da taxa de cisalhamento.
Figura 34 – Adsorção do polímero.
A Tabela 10 apresenta as etapas de injeção realizadas na simulação. A simulação
foi realizada com gradiente de salinidade, de maneira que a salinidade da água na
formação é referente à microemulsão Tipo II, a salinidade do banco Surfactante-Polímero
é igual à salinidade ótima (Tipo III) e o banco de polímero é referente à microemulsão
Tipo I. Essa configuração garante que o banco SP irá passar pela salinidade Tipo III e o
banco de polímero com salinidade Tipo I resulta em menor adsorção do surfactante,
conforme Pope et al. (1979) e Hirasaki et al. (1983). O surfactante é retardado na frente
1
10
100
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000
Vis
cosi
dad
e (c
P)
Taxa de Cisalhamento (s-1)
Viscosidade da solução polimérica com concentração de 0,17 % m/m
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
Ads
orçã
o (
µµ µµg/
g)
Concentração de polímero (%m/m)
77
de avanço, devido à microemulsão Tipo II. No banco de polímero, com salinidade Tipo I, o
surfactante flui na fase água ou em fase microemulsão rica em água (Hirasaki et al.,
1983).
Tabela 10 – Etapas de injeção realizadas na simulação. Etapa
1
Simulação iniciada na
saturação residual de óleo
(Swi = 0,7)
Salinidade inicial = 0,51 meq/mL
2
Injeção de 30% do volume
poroso de Surfactante-
Polímero.
Salinidade = 0,15 meq/mL
Concentração de surfactante = 0,02 v/v
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 0,1 mL/min.
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
3 Injeção de 1 volume poroso de
polímero.
Salinidade = 0,05 meq/mL
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 0,1 mL/min.
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
4 Injeção de 1,7 volume poroso
de água.
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 0,1 mL/min.
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
A Figura 35 apresenta a concentração de surfactante, a salinidade efetiva, a
saturação de óleo e a tensão interfacial ao longo do meio poroso unidimensional após a
injeção de 0,1 volume poroso de SP. As Figuras 36 e 37 mostram a concentração de
surfactante, a salinidade efetiva, a saturação de óleo, a tensão interfacial e a
concentração de polímero ao longo do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,6
volume poroso (0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero). A simulação
já foi iniciada na saturação residual de óleo e com salinidade de 0,51 meq/mL, para
avaliar um sistema já saturado com água de injeção e atuando apenas na remoção do
óleo residual. É possível verificar a capacidade do banco SP em remover o óleo trapeado
através da redução da tensão interfacial para valores da ordem de 10-6 mN/m. Também é
possível verificar que o gradiente de salinidade está sendo satisfeito, garantindo que o
banco SP passe pela fase Tipo III e o banco de polímero passe pela fase Tipo I.
A Figura 38 apresenta a produção acumulada de óleo. É possível verificar a
produção de óleo após a aplicação do método SP, removendo o óleo residual à injeção de
água. A Figura 39 apresenta a produção de óleo, de surfactante e de polímero. O banco
78
de óleo é produzido antes do banco de produtos químicos e 0,6 volume poroso após o
início da injeção do banco SP. O polímero é produzido antes do surfactante devido ao
volume poroso inacessível.
Figura 35 – Concentração de surfactante, salinidade efetiva, tensão interfacial e saturação de óleo ao longo
do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,1 volume poroso.
Figura 36 – Concentração de surfactante, salinidade efetiva, tensão interfacial e saturação de óleo ao longo
do meio poroso unidimensional após a injeção de 0,6 volume poroso.
1.0E-07
1.0E-06
1.0E-05
1.0E-04
1.0E-03
1.0E-02
1.0E-01
1.0E+00
1.0E+01
1.0E+02
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Ten
são
inte
rfac
ial (
mN
/m)
C
on
cen
traç
ão d
e s
urf
acta
nte
(v/
v)
Óle
o (
v/v)
Sa
linid
ade
(m
eq
/mL)
Distância adimensional
Óleo Salinidade efetiva (CSE)
CSEL - mínima salinidade Tipo III CSEU - máxima salinidade Tipo III
Surfactante Tensão interfacial
1.0E-07
1.0E-06
1.0E-05
1.0E-04
1.0E-03
1.0E-02
1.0E-01
1.0E+00
1.0E+01
1.0E+02
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Ten
são
inte
rfac
ial (
mN
/m)
C
on
cen
traç
ão d
e s
urf
acta
nte
(v/
v)
Óle
o (
v/v)
Sa
linid
ade
(m
eq
/mL)
Distância adimensional
Óleo Salinidade efetiva (CSE)
CSEL - mínima salinidade Tipo III CSEU - máxima salinidade Tipo III
Surfactante Tensão interfacial
79
Figura 37 – Concentração de polímero, concentração de surfactante e saturação de óleo ao longo do meio
poroso unidimensional após a injeção de 0,6 volume poroso.
Figura 38 – Produção acumulada de óleo do modelo unidimensional
1.0E-07
1.0E-06
1.0E-05
1.0E-04
1.0E-03
1.0E-02
1.0E-01
1.0E+00
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Co
nce
ntr
ação
de
su
rfac
tan
te (
v/v)
Óle
o (
v/v)
Po
líme
ro (
%m
/m)
Distância adimensional
Óleo Polímero Surfactante
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00
Pro
du
ção
acu
mu
lad
a d
e ó
leo
res
idu
al (
%)
Volumes porosos injetados
Produção acumulada de óleo
80
Figura 39 – Produção de óleo, surfactante e polímero no modelo unidimensional.
4.2. SIMULAÇÃO TRIDIMENSIONAL DO MÉTODO SURFACTANTE -POLÍMERO
A simulação tridimensional teve como objetivo representar um recorte de um
campo, discretizado com 10 células de 20 pés em x, 10 células de 20 pés em y e 5
células de 2 pés em z. O modelo possui 1 poço injetor e 1 poço produtor, conforme Figura
40.
As propriedades dos fluidos e da rocha, as permeabilidades relativas, as
propriedades do polímero e do surfactante são as mesmas do modelo unidimensional,
apresentado no item 4.1. A Tabela 11 apresenta as etapas da simulação. Primeiramente
foi realizada a injeção de água em um campo na saturação de água irredutível, seguida
pela injeção do banco SP, do banco de polímero e retornando à injeção de água.
A Figura 41 apresenta a produção acumulada de óleo e a Figura 42 apresenta a
vazão de óleo e a concentração produzida de surfactante e polímero. O banco de óleo é
produzido 0,5 volume poroso após o início da injeção do banco SP. A recuperação
aumentou de 58% do VOOIP (Volume de Óleo Original In Place) com injeção de água
para 86% do VOOIP com a aplicação do método SP.
Na Figura 43 é apresentada a saturação de óleo no início da simulação, no final da
injeção de água (2 volumes porosos), após injeção do banco SP e no final da simulação.
É possível verificar a redução na saturação de óleo residual ocasionada pelo método SP,
0.00E+00
1.00E-04
2.00E-04
3.00E-04
4.00E-04
5.00E-04
6.00E-04
7.00E-04
0.00E+00
2.00E-02
4.00E-02
6.00E-02
8.00E-02
1.00E-01
1.20E-01
1.40E-01
1.60E-01
1.80E-01
2.00E-01
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00
Pro
du
ção
de
óle
o (
bb
l/d
)
Co
nce
ntr
ação
de
surf
acta
nte
(v/
v)
Co
nce
ntr
ação
de
po
límer
o (
%m
/m)
Volumes porosos injetados
Surfactante Polímero Vazão de óleo
81
assim como óleo ainda trapeado em algumas regiões do reservatório. Na Figura 44 é
possível verificar a fase microemulsão trapeada em algumas regiões do reservatório,
assim como pela Figura 45, onde é possível verificar que o surfactante total retido no meio
poroso não é somente devido à adsorção. A Figura 46 apresenta a viscosidade da fase
microemulsão, conforme apresentado na Figura 29.
Figura 40 – Modelo tridimensional
Tabela 11 – Etapas da simulação tridimensional Etapa
1
Simulação iniciada na
saturação irredutível de
água (Swi = 0,15)
Salinidade inicial = 1,08 meq/mL
2 Injeção de 2 volumes
porosos de água
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
3
Injeção de 30% do
volume poroso de
Surfactante-Polímero.
Salinidade = 0,15 meq/mL
Concentração de surfactante = 0,02 v/v
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
4 Injeção de 1 volume
poroso de polímero.
Salinidade = 0,05 meq/mL
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
5 Injeção de 1,7 volume
poroso de água.
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
82
Figura 41 – Produção acumulada de óleo do modelo tridimensional.
Figura 42 – Produção de óleo, polímero e surfactante no modelo tridimensional.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00
Pro
du
ção
acu
mu
lad
a d
e ó
leo
(%
OO
IP)
Volumes porosos injetados
Produção acumulada de óleo
0.00E+00
2.00E+00
4.00E+00
6.00E+00
8.00E+00
1.00E+01
1.20E+01
1.40E+01
1.60E+01
1.80E+01
2.00E+01
0.00E+00
2.00E-02
4.00E-02
6.00E-02
8.00E-02
1.00E-01
1.20E-01
1.40E-01
1.60E-01
1.80E-01
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00
Pro
du
ção
de
óle
o (
bb
l/d
)
Co
nce
ntr
ação
de
surf
acta
nte
(v/
v)
Co
nce
ntr
ação
de
po
límer
o (
%m
/m)
Volumes porosos injetados
Surfactante Polímero Vazão de óleo
83
(a)
(b)
(c)
(d)
Figura 43 – (a) Saturação de óleo inicial; (b) Saturação de óleo ao final da injeção de 2 volumes porosos de água; (c) Saturação de óleo após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e
(d) Saturação de óleo no final da simulação.
84
(a)
(b)
Figura 44 – (a) Saturação da fase microemulsão após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e (b) Saturação da fase microemulsão no final da simulação.
Figura 45 – Adsorção e retenção do surfactante no modelo tridimensional.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00
Vo
lum
e d
e su
rfac
tan
te (
ft3)
Volumes porosos injetados
Surfactante injetado acumulado Surfactante retido total
Surfactante adsorvido
85
(a)
(b)
Figura 46 – (a) Viscosidade da fase microemulsão após injeção de 0,3 volume poroso de SP e 0,3 volume poroso de polímero e (b) Viscosidade da fase microemulsão no final da simulação.
4.2.1. Análise de sensibilidade
Foi realizada uma análise de sensibilidade avaliando como respostas o fator de
recuperação e a retenção do surfactante. Os parâmetros analisados foram:
• Viscosidade do polímero no banco SP e no banco de polímero (polymer drive).
• Viscosidade do polímero somente no banco de polímero.
• Tamanho do banco de polímero.
• Viscosidade da microemulsão, alterando o valor de α2 (ALPHA2).
• Concentração de surfactante.
• Tamanho do banco SP.
• Tamanho da faixa de salinidade Tipo III, alterando o valor do limite superior de
salinidade Tipo III (CSEU7). A salinidade ótima (CSEOPT) foi alterada de acordo com
CSEU7, sendo que o limite inferior da salinidade Tipo III (CSEL7) ficou inalterada. O
banco SP continuou sendo injetado na salinidade ótima e a salinidade inicial do
reservatório sempre ficou sendo como Tipo II. Como CSEL7 ficou inalterada, o banco
de polímero continuou sendo injetado com salinidade Tipo I.
• Tamanho da altura da curva binodal na salinidade ótima (HBNC71).
86
• Salinidade do banco SP e do banco de polímero.
• Salinidade somente do banco de polímero.
• Adsorção do surfactante, alterando o valor de 31a (AD31).
Os outros parâmetros foram mantidos conforme tabelas 6, 7, 8 e 9. Os resultados da
análise de sensibilidade estão apresentados na tabela 12, onde, dentro dos limites
estudados, é possível observar:
• O aumento de viscosidade do polímero no banco SP e no banco de polímero (polymer
drive) aumenta o fator de recuperação e reduz a retenção do surfactante.
• O aumento de viscosidade do polímero somente no banco de polímero aumenta o
fator de recuperação e reduz a retenção do surfactante.
• O aumento do tamanho do banco de polímero de 0,2 volume poroso para 1 volume
poroso aumenta o fator de recuperação e reduz a retenção do surfactante.
• O aumento da viscosidade da microemulsão reduz o fator de recuperação e aumenta
a retenção do surfactante.
• O aumento da concentração de surfactante aumenta o fator de recuperação e a
retenção do surfactante.
• O aumento do tamanho do banco SP aumenta o fator de recuperação e a retenção do
surfactante.
• O aumento do tamanho da faixa de salinidade Tipo III aumenta o fator de recuperação
e a retenção do surfactante.
• O aumento do tamanho da altura da curva binodal na salinidade ótima (HBNC71)
reduz o fator de recuperação e aumenta a retenção do surfactante.
• A injeção do banco SP e do banco de polímero com salinidade Tipo III resulta no maior
fator de recuperação, porém a retenção do surfactante é superior à injeção com
salinidade Tipo I. A injeção com salinidade Tipo II resulta na maior retenção do
surfactante.
• A injeção do banco de polímero com salinidade Tipo III apresenta o maior fator de
recuperação, porém a menor retenção do surfactante ocorre com a injeção do banco
de polímero com salinidade Tipo I. A injeção do banco de polímero com salinidade
Tipo II apresenta o menor fator de recuperação e a maior retenção do surfactante.
• O aumento na adsorção do surfactante reduz o fator de recuperação e aumenta a retenção pura do surfactante. Por outro lado, a retenção do surfactante subtraída da adsorção reduz com o aumento da adsorção do surfactante.
87
Tabela 12 – Resultados da análise de sensibilidade
Simulação FR
(%VOOIP) (Retenção- Adsorção)
(ft3) Adsorção
(ft3) Retenção
(ft3) Concentração de polímero no banco SP e no banco de polímero = 0,0975 % m/m (5 cP) 76,80 130,27 135,75 266,02
Concentração de polímero no banco SP e no banco de polímero = 0,17 % m/m (16,4 cP) 86,13 94,78 143,77 238,55
Concentração de polímero no banco SP e no banco de polímero = 0,2 % m/m (24,5 cP) 88,94 81,05 144,51 225,56
Concentração de polímero somente no banco de polímero = 0,0975 % m/m (5 cP) 80,96 138,94 139,45 278,39
Concentração de polímero somente no banco de polímero = 0,17 % m/m (16,4 cP) 86,13 94,78 143,77 238,55
Concentração de polímero somente no banco de polímero = 0,2 % m/m (24,5 cP) 88,24 81,39 145,00 226,39
Tamanho do banco de polímero = 0,5 VP 84,79 267,34 140,42 407,46
Tamanho do banco de polímero = 1 VP 86,13 94,78 143,77 238,55
Tamanho do banco de polímero = 1,5 VP 86,25 48,58 145,11 193,69
Viscosidade da microemulsão com α2 = 1,5 87,52 81,64 142,03 223,67
Viscosidade da microemulsão com α2 = 2,5 86,13 94,78 143,77 238,55
Viscosidade da microemulsão com α2 = 3,5 84,92 131,93 144,72 276,65
Concentração de surfactante = 0,01 v/v 83,66 59,66 134,65 194,31
Concentração de surfactante = 0,02 v/v 86,13 94,78 143,77 238,55
Concentração de surfactante = 0,03 v/v 87,82 160,09 147,63 307,72
Tamanho do banco SP = 0,1 VP 82,79 45,34 127,33 172,67
Tamanho do banco SP = 0,3 VP 86,13 94,78 143,77 238,55
Tamanho do banco SP = 0,5 VP 89,93 125,07 149,91 274,98
CSEU7 = 0,1997 meq/ml (CSEOPT = 0,15 meq/ml) 86,13 94,78 143,77 238,55
CSEU7 = 0,25 meq/ml (CSEOPT = 0,175 meq/ml) 86,90 96,33 144,80 241,13
CSEU7 = 0,3 meq/ml (CSEOPT = 0,2 meq/ml) 87,42 103,94 145,76 249,70
HBNC71 = 0,019 86,13 94,78 143,77 238,55
HBNC71 = 0,025 85,34 102,28 143,77 246,05
HBNC71 = 0,031 84,75 126,84 143,70 270,54
Salinidade do banco SP e do banco de polímero = 0,05 meq/mL (tipo I) 75,82 35,61 123,96 159,57
Salinidade do banco SP e do banco de polímero = 0,15 meq/mL (tipo III) 95,18 122,88 137,89 260,77
Salinidade do banco SP e do banco de polímero = 0,51 meq/mL (tipo II)
77,91 546,86 122,26 669,12
Salinidade do banco de polímero = 0,05 meq/mL (tipo I) 86,13 94,78 143,77 238,55
Salinidade do banco de polímero = 0,15 meq/mL (tipo III) 89,34 193,82 135,69 329,51
Salinidade do banco de polímero = 0,51 meq/mL (tipo II) 81,45 505,22 130,91 636,13
AD31 = 0,0618 (adsorção do surfactante = 0,01 mg/g) 86,35 110,37 5,90 116,27
AD31 = 1,516 (adsorção do surfactante = 0,245 mg/g) 86,13 94,78 143,77 238,55
AD31 = 2,29 (adsorção do surfactante = 0,37 mg/g) 85,94 88,61 216,12 304,73
88
4.3. SIMULAÇÃO TRIDIMENSIONAL COM BANCOS DE GRANDE VOLUME.
Para verificar a capacidade do método Surfactante-Polímero remover óleo residual
foi realizada uma simulação com bancos de grande volume, mesmo sendo uma aplicação
inviável em campo. A Tabela 13 apresenta as etapas e volumes injetados nessa
simulação. Nessa simulação o método Surfactante-Polímero removeu praticamente todo o
óleo residual à injeção de água (Figura 47) após a injeção de 4 volumes porosos de
Surfactante-Polímero seguido por 1,55 volume poroso de polímero. A Figura 48 apresenta
a produção de óleo, surfactante e polímero.
Na Figura 49 é possível verificar que com a injeção de grandes bancos o
surfactante fica retido no meio poroso apenas pela sua adsorção, não pelo trapeamento
da fase microemulsão.
Tabela 13 – Etapas da simulação tridimensional com grandes volumes injetados Etapa
1
Simulação iniciada na
saturação irredutível de
água (Swi = 0,15)
Salinidade inicial = 1,08 meq/mL
2 Injeção de 2 volumes
porosos de água
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
3
Injeção de 4 volumes
porosos de Surfactante-
Polímero.
Salinidade = 0,15 meq/mL
Concentração de surfactante = 0,02 v/v
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
4 Injeção de 5 volumes
porosos de polímero.
Salinidade = 0,05 meq/mL
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
5 Injeção de 4 volumes
porosos de água.
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 100 ft3/dia (2,83 m3/d; 17,8 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 400 psi.
89
Figura 47 – Produção acumulada de óleo do modelo tridimensional com bancos de grande volume.
Figura 48 – Produção de óleo, polímero e surfactante no modelo tridimensional com bancos de grande
volume.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00
Pro
du
ção
acu
mu
lad
a d
e ó
leo
(%
OO
IP)
Volumes porosos injetados
Produção acumulada de óleo
0.00E+00
2.00E+00
4.00E+00
6.00E+00
8.00E+00
1.00E+01
1.20E+01
1.40E+01
1.60E+01
1.80E+01
2.00E+01
0.00E+00
2.00E-02
4.00E-02
6.00E-02
8.00E-02
1.00E-01
1.20E-01
1.40E-01
1.60E-01
1.80E-01
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00
Pro
du
ção
de
óle
o (
bb
l/d
)
Co
nce
ntr
ação
de
surf
acta
nte
(v/
v)
Co
nce
ntr
ação
de
po
límer
o (
%m
/m)
Volumes porosos injetados
Surfactante Polímero Vazão de óleo
90
Figura 49 – Adsorção e retenção do surfactante no modelo tridimensional com bancos de grande volume.
A Figura 50 apresenta a variação das saturações de óleo, água e microemulsão ao
longo do tempo. Com a injeção de bancos de grande volume é possível reduzir a
saturação de óleo residual do modelo inteiro a valores praticamente nulos e a fase
microemulsão não fica trapeada no meio poroso. Para remover completamente a fase
microemulsão trapeada no meio poroso foi necessário injetar 4,4 volumes porosos de
banco de polímero (polymer drive) após a injeção do banco SP (Figura 48). Tais volumes
são inviáveis para aplicações de campo.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0.00 5.00 10.00 15.00
Vo
lum
e d
e su
rfac
tan
te (
ft3)
Volumes porosos injetados
Surfactante retido total Surfactante adsorvido
91
Óleo Microemulsão Água
2 VP de água + 0,5
VP de SP
2 VP de água + 0,5
VP de SP
2 VP de água + 0,5
VP de SP
2 VP de água + 1,35
VP de SP
2 VP de água + 1,35
VP de SP 2 VP de água + 1,35
VP de SP
2 VP de água + 4 VP
de SP
2 VP de água + 4 VP
de SP 2 VP de água + 4 VP
de SP
2 VP de água + 4 VP
de SP + 3,5 VP de PD
2 VP de água + 4 VP
de SP + 3,5 VP de PD 2 VP de água + 4 VP
de SP + 3,5 VP de PD
2 VP de água + 4 VP
de SP + 5 VP de PD +
4 VP de água
2 VP de água + 4 VP
de SP + 5 VP de PD +
4 VP de água
2 VP de água + 4 VP
de SP + 5 VP de PD +
4 VP de água
Figura 50 – Saturações de água, óleo e microemulsão ao longo do tempo na simulação tridimensional com bancos de grande volume.
92
4.4. SIMULAÇÃO DA APLICAÇÃO DO MÉTODO SURFACTANTE-P OLÍMERO EM
CAMPO.
Foi realizada a simulação de uma aplicação do método Surfactante-Polímero em
um modelo de campo simplificado, contendo 1 poço injetor e 1 poço produtor, ambos
horizontais e completados em 5 células. O modelo possui 31 células de 410 pés na
direção x, 21 células de 410 pés na direção y e 3 células de 16 pés na direção z. As
propriedades dos fluidos, da rocha, do surfactante e do polímero são as mesmas
apresentadas nas tabelas 6, 7, 8 e 9, com exceção da porosidade, que não é constante
espacialmente no modelo de campo. O modelo de campo também inclui valores de net-to-
gross ratio (NTG - razão entre espessura porosa e total) em cada célula. A Figura 51
apresenta a vista superior do reservatório e os poços.
Figura 51 – Modelo utilizado na simulação de campo.
4.4.1. Simulação sem limitação da pressão de injeçã o
A simulação sem limitação da pressão de injeção considera que a vazão de injeção
é capaz de permanecer constante, mesmo durante a injeção de fluidos com viscosidade
superior à água, como o banco SP e o banco de polímero. A Tabela 14 apresenta as
etapas da simulação.
Com a aplicação do método Surfactante-Polímero foi possível aumentar o fator de
recuperação de 42,6% (com injeção de água) para 62,4%, após 2 volumes porosos de
93
injeção total de fluidos (Figura 52). Na Figura 54 é possível verificar o banco de óleo
formado.
Considerando uma taxa de desconto de 10% ao ano (Xu, 2012), o volume de óleo
incremental atualizado (em relação à injeção de água) na data de início da aplicação do
método SP (2017 dias após início da produção do campo) é de 8,16 MM bbl, o que
corresponde a 11% do VOOIP.
Tabela 14 – Etapas da simulação de campo sem limitação da pressão de injeção. Etapa
1
Simulação iniciada na
saturação irredutível de água
(Swi = 0,15)
Salinidade inicial = 1,08 meq/mL
2 Injeção de 0,3 volume poroso
de água.
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 70.629 ft3/dia (2.000 m3/d;
12.580 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 3172 psi.
3
Injeção de 0,22 volume
poroso de Surfactante-
Polímero.
Salinidade = 0,15 meq/mL
Concentração de surfactante = 0,02 v/v
Concentração de co-solvente = 3 %
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 70.629 ft3/dia (2.000 m3/d;
12.580 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 3172 psi.
4 Injeção de 0,74 volume
poroso de polímero.
Salinidade = 0,05 meq/mL
Concentração de polímero = 0,17 % (16,4 cP)
Vazão de injeção = 70.629 ft3/dia (2.000 m3/d;
12.580 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 3172 psi.
5 Injeção de 0,74 volume
poroso de água.
Salinidade = 0,51 meq/mL
Vazão de injeção = 70.629 ft3/dia (2.000 m3/d;
12.580 bbl/d).
Pressão de fundo mínima no produtor = 3172 psi.
94
Figura 52 – Incremento na produção acumulada de óleo em relação à injeção de água na simulação de
campo sem limitação da pressão de injeção.
A Figura 53 demonstra a quantidade de surfactante retida no reservatório. Verifica-
se que o surfactante retido não é somente devido à adsorção, mas também devido ao
trapeamento da fase microemulsão.
Figura 53 – Surfactante retido na simulação de campo sem limitação da pressão de injeção.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00
Pro
du
ção
acu
mu
lad
a d
e ó
leo
(%
OO
IP)
Volumes porosos injetados
Surfactante-Polímero Injeção de água
0.0E+00
5.0E+05
1.0E+06
1.5E+06
2.0E+06
2.5E+06
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00
Vo
lum
e d
e su
rfac
tan
te (
ft3)
Volumes porosos injetados
Surfactante injetado acumulado Surfactante retido total
Surfactante adsorvido
95
Figura 54 – Produção de óleo com injeção de água e com aplicação do método Surfactante-Polímero na
simulação de campo sem limitação da pressão de injeção.
Como a simulação não considerou pressão máxima de injeção, a vazão de injeção
é constante para a injeção de água e para a aplicação do método Surfactante-Polímero.
Na Figura 55 é possível verificar o aumento na pressão devido à injeção de fluidos
viscosos.
Figura 55 – Pressão de injeção para a simulação de campo sem limitação da pressão de injeção.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Vaz
ão d
e ó
leo
(m
3/d
)
Tempo (dias)
Surfactante-Polímero Injeção de água
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Pre
ssão
de
inje
ção
(p
si)
Tempo (dias)
Surfactante-Polímero Injeção de água
96
4.4.2. Simulação com pressão máxima de injeção de 5 .500 psi.
As etapas da simulação são as mesmas do caso sem limitação da pressão máxima
de injeção (Tabela 14), porém a vazão de injeção imposta não é cumprida devido à
limitação da pressão de injeção em 5.500 psi. Com a aplicação do método Surfactante-
Polímero foi possível aumentar o fator de recuperação de 42,6% (com injeção de água)
para 61,6%, após 2 volumes porosos de injeção total de fluidos (Figura 56).
Mesmo com um incremento de fator de recuperação muito similar à simulação sem
limitação da pressão de injeção, a pressão de injeção limitada resulta em uma redução
significativa em termos de valores atualizados. Considerando uma taxa de desconto de
10% ao ano (Xu, 2012), o volume de óleo incremental atualizado na data de início da
aplicação do método SP (2017 dias após início da produção do campo) é de 4,14 MM bbl,
o que corresponde a 5,6% do VOOIP. A simulação sem limitação da pressão de injeção
apresentou um volume de óleo incremental atualizado de 8,16 MM bbl.
Devido à redução na vazão de injeção de fluidos viscosos (Figura 57), o banco de
óleo é mais demorado e com menor vazão (Figura 58) em relação à simulação com vazão
de injeção fixa (Figura 54), reduzindo a economicidade do método.
Figura 56 – Incremento na produção acumulada de óleo em relação à injeção de água na simulação de
campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00
Pro
du
ção
acu
mu
lad
a d
e ó
leo
(%
OO
IP)
Volumes porosos injetados
Surfactante-Polímero Injeção de água
97
Figura 57 – Vazão de injeção na simulação de campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi.
Figura 58 – Produção de óleo com injeção de água e com aplicação do método Surfactante-Polímero na
simulação de campo com pressão máxima de injeção de 5.500 psi.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Vaz
ão d
e in
jeçã
o (
m3/d
)
Tempo (dias)
Vazão de injeção (m3/d)
0
500
1000
1500
2000
2500
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Vaz
ão d
e ó
leo
(m
3/d
)
Tempo (dias)
Surfactante-Polímero Injeção de água
98
5. CONCLUSÕES
A correta representação do método Surfactante-Polímero para recuperação avançada
de petróleo exige uma simulação trifásica, incluindo as fases óleo, água e microemulsão,
que são definidas pelo comportamento de fases conforme Winsor Tipo I, Tipo III e Tipo II
a partir da salinidade. A partir do comportamento de fases é possível determinar a tensão
interfacial e definir a dessaturação capilar para uma das três fases, assim como suas
permeabilidades relativas. O simulador UTCHEM é adequado para a simulação de
reservatórios desse método.
A simulação trifásica também permite representar o gradiente negativo de salinidade,
de maneira que a frente de avanço do banco SP esteja com comportamento Tipo II, o
banco SP esteja Tipo III e o banco de polímero posterior esteja com comportamento Tipo
I. Tal gradiente de fases (II, III, I) garante que o banco SP irá passar pela salinidade Tipo
III e o banco de polímero com salinidade Tipo I resulta em menor adsorção do surfactante.
O surfactante é retardado na frente de avanço, devido à microemulsão Tipo II.
As simulações realizadas também incluíram a viscosidade da microemulsão, que é
função da concentração de óleo na mesma, permitindo uma melhor representação da
mobilidade dessa fase no meio poroso.
Devido à elevada mobilidade de um fluido deslocante à baixa tensão interfacial,
adiciona-se um polímero viscosificante à formulação de surfactante. As simulações
realizadas incluíram o efeito viscositficante e não-newtoniano do polímero.
Foram realizadas simulações em um modelo unidimensional e tridimensional, onde foi
possível verificar a capacidade do método Surfactante-Polímero na remoção do óleo
residual do meio poroso, através da redução da tensão interfacial para valores da ordem
de 10-6 mN/m. O banco de óleo é produzido antes do banco de produtos químicos. O
polímero é produzido antes do surfactante devido ao volume poroso inacessível. É
possível também verificar a produção de óleo devido ao banco posterior de polímero
(polymer drive) de menor salinidade, que remove a fase microemulsão trapeada no meio
poroso. No modelo tridimensional foi possível verificar a fase microemulsão trapeada em
algumas regiões do reservatório.
A simulação do método Surfactante-Polímero em modelo simplificado de campo
demonstrou a capacidade do método em aumentar o fator de recuperação na ordem de
20% em relação à injeção de água. Quando a pressão de injeção limita a vazão de
injeção do banco SP, o banco de óleo formado pelo método demora mais tempo para ser
produzido, reduzindo a economicidade do método.
99
O método Surfactante-Polímero é promissor para o aumento do fator de recuperação
de reservatórios de petróleo submetidos à injeção de água, devendo ser objeto de
análises técnico-econômicas antes de aplicações em campo. A seleção da formulação de
surfactantes e do polímero deve ser realizada considerando as condições do campo alvo,
como tipo do óleo, composição das águas, temperatura, litologia, propriedades
permoporosas e mineralogia.
100
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
AOUDIA, M.; WADE, W. H.; WEERASOORIYA, V. Optimum Microemulsions Formulated with Propoxylated Guerbet Alcohol and Propoxylated Tridecyl Alcohol Sodium Sulfates. Journal of Dispersion Science and Technolog, v. 16, n. 2. 1995. AUSTAD, T.; MILTER, J. Surfactant Flooding in Enhanced Oil Recovery. In: Surfactants: Fundamentals and Applications in the Petroleum Indu stry. 1 ed. Cambrige University Press, 2000. cap. 6, p. 204-249. BARNES, J. R. et al. Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions . In: SPE/DOE IMPROVED OIL RECOVERY SYMPOSIUM, 2008, Tulsa, Oklahoma. SPE 113313. BERGER P.D.; LEE, C.H. Improved ASP Process Using Organic Alkali . In: SPE SYMPOSIUM ON IMPROVED OIL RECOVERY, 2006, Tulsa, Oklahoma. SPE 99581. BOURREL, M.; SCHECHTER, R. S. Microemulsions and Related Systems , Taylor & Francis. 1988. BROOKS, R.H.; COREY, A.T. Properties of Porous Media Affecting Fluid Flow. Journal of the Irrigation and Drainage Division , v. 92, n. 2, p. 61-90, 1966. BROWNELL, L.E; KATZ, D.L. Flow of Fluids Through Porous Media, Part II. Chemical Engineering Process , v. 43, p. 601-612, 1949. CARMONA, I.; SCHECHTER, R.S.; WADE, W.H. Ethoxylated Oleyl Sulfonates as Model Compounds for Enhanced Oil Recovery. SPE Journal , v.25, n. 3. 1985. SPE 11771. CARREAU, P.J. Rheological Equations from Molecular Network Theories. Journal of Rheology , v. 16, n. 1, p. 99-127, 1972. CHANDRASEKAR, Vikram. An experimental and simulation study of the effect of
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101
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102
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106
ANEXO A – ARQUIVO DE ENTRADA DO UTCHEM UTILIZADO NO CAPÍTULO 4.1.
CC***************************************************************************************************
CC *
CC BRIEF DESCRIPTION OF DATA SET : UTCHEM (VERSION 2013_8) *
CC *
CC***************************************************************************************************
CC***********************************************************
CC *
CC RESERVOIR DESCRIPTION *
CC *
CC***********************************************************
CC
CC
*----RUNNO
CORESP
CC
CC
*----HEADER
CORESP Core Flood assuming a homogeneous permeability field
surfactant polymer flooding
using UTCHEM2013_8
CC
CC SIMULATION FLAGS
*---- IMODE IMES IDISPC ICWM ICAP IREACT IBIO ICOORD ITREAC ITC IGAS ieng
1 2 3 0 0 0 0 1 0 0 0 0
CC
CC NUMBER OF GRID BLOCKS AND FLAG SPECIFIES CONSTANT OR VARIABLE GRID SIZE
*----NX NY NZ IDXYZ IUNIT
80 1 1 0 0
CC
CC CONSTANT GRID BLOCK SIZE IN X, Y, AND Z
*----DX DY DZ
0.0093 0.11 0.11
CC
CC TOTAL NO. OF COMPONENTS, NO. OF TRACERS, NO. OF GEL COMPONENTS
*----N no NTw nta ngc ng noth
6 0 0 0 0 0 0
cc
cc
*---- species name
water
oil
surf
polymer
anion
calcium
CC
CC FLAG INDICATING IF THE COMPONENT IS INCLUDED IN CALCULATIONS OR NOT
CC ICF(3)=1
*----ICF(KC) FOR KC=1,N
1 1 1 1 1 1
107
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC OUTPUT OPTIONS *
CC*******************************************************************
CC
CC ICOPSM=0==>ECHO TO UNIT 2; ICUMTM=0==>PV PRINTING;istop=1==>PV SPEC
CC FLAG TO ECHO THE INPUT, FLAG TO WRITE TO UNIT 5, FLAG FOR PV OR DAYS
*----ICUMTM istop IOUTGMS IS3G
1 1 0 0
CC
CC FLAG INDICATING IF THE PROFILE OF KCTH COMPONENT SHOULD BE WRITTEN
CC IPRFLG(3)=1
*----IPRFLG(KC),KC=1,N
1 1 1 1 1 1
CC
CC FLAG FOR PRES,SAT.,TOTAL CONC.,TRACER CONC.,CAP.,GEL, ALKALINE PROFILES
*----IPPRES IPSAT IPCTOT IPBIO IPCAP IPGEL IPALK IPTEMP IPOBS IPATERN
1 1 1 0 0 0 0 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES
CC ICSE e ICNM 1
*----ICKL IVIS IPER ICNM ICSE IHYSTP IFOAMP INONEQ
1 1 1 1 1 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES TO PROF
CC IPHSE = 1
*----IADS IVEL IRKF IPHSE ISCH
1 1 1 1 1
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC RESERVOIR PROPERTIES *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC MAX. SIMULATION TIME ( pore volume )
*---- TMAX
10.0
CC
CC ROCK COMPRESSIBILITY (1/PSI), STAND. PRESSURE(PSIA)
*----COMPR PSTAND
0 0
CC
CC FLAGS INDICATING CONSTANT OR VARIABLE POROSITY, X,Y,AND Z PERMEABILITY
*----IPOR1 IPERMX IPERMY IPERMZ IMOD ITRAZ INTG IACTNUM ICUTOFF
0 0 3 3 0 0 0 0 0
CC
CC CONSTANT POROSITY
*----PORC1
.3
CC
108
CC CONSTANT X-PERMEABILITY (MILIDARCY) FOR LAYER K = 1,NZ
*----PERMX
3800
CC
CC Y DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Y DIRECTION PERMEABILITY
1
CC
CC Z DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Z DIRECTION PERMEABILITY
0.003828
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE DEPTH, PRESSURE, WATER SATURATION
*----IDEPTH IPRESS ISWI ICWI
0 0 0 -1
CC
CC CONSTANT DEPTH (FT)
*----D111
7755.882
CC
CC CONSTANT PRESSURE (PSIA)
*----PRESS1
3624.493
CC
CC CONSTANT INITIAL WATER SATURATION
*----SWI
0.7
CC
CC CONSTANT CHLORIDE AND CALCIUM CONCENTRATIONS (MEQ/ML)
CC C50
*----C50 C60
0.51 0
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC PHYSICAL PROPERTY DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC OIL CONC. AT PLAIT POINT FOR TYPE II(+)AND TYPE II(-), CMC
CC EPSME =0.001
*---- C2PLC C2PRC EPSME IHAND
0. 1. .001 0
cc
cc
*---- IFGHBN
0
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC
CC FOR ALCOHOL 1
*----HBNS70 HBNC70 HBNS71 HBNC71 HBNS72 HBNC72
0.0 0.045 0. 0.019 0. 0.045
109
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC FOR ALCOHOL 2
*----HBNS80 HBNC80 HBNS81 HBNC81 HBNS82 HBNC82
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LOWER AND UPPER EFFECTIVE SALINITY FOR ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
CC
*----CSEL7 CSEU7 CSEL8 CSEU8
0.1003 0.1997 0. 0.
CC
CC THE CSE SLOPE PARAMETER FOR CALCIUM AND ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
*----BETA6 BETA7 BETA8
0. 0. 0.
CC
CC FLAG FOR ALCOHOL PART. MODEL AND PARTITION COEFFICIENTS
*----IALC OPSK7O OPSK7S OPSK8O OPSK8S
0 0. 0. 0. 0.
CC
CC NO. OF ITERATIONS, AND TOLERANCE
*----NALMAX EPSALC
20 .0001
CC
CC ALCOHOL 1 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC7 AKWS7 AKM7 AK7 PT7
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ALCOHOL 2 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC8 AKWS8 AKM8 AK8 PT8
0. 0. 0. 0. 0.
cc
cc
cc
*--- ift
1
CC
CC INTERFACIAL TENSION PARAMETERS
CC -
*----CHUH AHUH
0.3 10
CC
CC LOG10 OF OIL/WATER INTERFACIAL TENSION
CC
*----XIFTW
1.39
CC
CC mass transfer flag
*----imassa ICOR
0 0
cc
cc
*--- IWALT IWALF
0 0
CC
110
CC CAPILLARY DESATURATION PARAMETERS FOR PHASE 1, 2, AND 3
CC ITRAP = 1, T11 T22 T33
*----ITRAP T11 T22 T33
1 1865 59000 364
CC
CC relative perm. flag (0:imbibition corey,1:first drainage corey
*----iperm Iregion
0 0
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE REL. PERM. PARAMETERS
*----ISRW IPRW IEW
0 0 0
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
CC
*----S1RWC S2RWC S3RWC
0.15 0.3 0.15
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RW P2RW P3RW
0.14 0.7 0.14
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1W E2W E3W
3 2.5 3
CC - ENTRO COM OS VALORES PARA ALTO NUMERO CAP
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----S1RC S2RC S3RC
0.0 0.0 0.0
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RC P2RC P3RC
1 1 1
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1C E2C E3C
1 1 1
CC
CC WATER AND OIL VISCOSITY , RESERVOIR TEMPERATURE
*----VIS1 VIS2 TEMPV
0.56 10.75 0
CC
CC VISCOSITY PARAMETERS
*----ALPHA1 ALPHA2 ALPHA3 ALPHA4 ALPHA5
0.2 2.5 0.1 0.1 0.1
CC
CC PARAMETERS TO CALCULATE POLYMER VISCOSITY AT ZERO SHEAR RATE
*----AP1 AP2 AP3
37 37 4210
111
CC
CC PARAMETER TO COMPUTE CSEP,MIN. CSEP, AND SLOPE OF LOG VIS. VS. LOG CSEP
*----BETAP CSE1 SSLOPE
1. .01 0.0
CC
CC PARAMETER FOR SHEAR RATE DEPENDENCE OF POLYMER VISCOSITY
*----GAMMAC GAMHF POWN IPMOD ISHEAR RWEFF GAMHF2 IGAMC
4 100 1.4 0 2 0.25 0 0
CC
CC FLAG FOR POLYMER PARTITIONING, PERM. REDUCTION PARAMETERS
*----IPOLYM EPHI3 EPHI4 BRK CRK RKCUT
1 1. 0.8 100. 0 1
CC
CC SPECIFIC WEIGHT FOR COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8 , AND GRAVITY FLAG
*----DEN1 DEN2 den23 DEN3 DEN7 DEN8 IDEN
.433 0.41 0.41 .433 .346 0. 2
CC
CC FLAG FOR CHOICE OF UNITS ( 0:BOTTOMHOLE CONDITION , 1: STOCK TANK)
*-----ISTB
0
CC
CC COMPRESSIBILITY FOR VOL. OCCUPYING COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8
*----COMPC(1) COMPC(2) COMPC(3) COMPC(7) COMPC(8)
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CONSTANT OR VARIABLE PC PARAM., WATER-WET OR OIL-WET PC CURVE FLAG
*----ICPC IEPC IOW
0 0 0
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, CPC
*----CPC
0.
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, EPC
*---- EPC
0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 1 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(1
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 2 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 3 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CCmojdeh
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 1
*----ALPHAL(1) ALPHAT(1)
0.02 0.002
CC
112
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 2
*----ALPHAL(2) ALPHAT(2)
0.02 0.002
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 3
*----ALPHAL(3) ALPHAT(3)
0.02 0.002
cc
cc
*--- IADSO
0
CC
CC SURFACTANT AND POLYMER ADSORPTION PARAMETERS
*----AD31 AD32 B3D AD41 AD42 B4D iadk iads1 fads refk
1.516 0.0 1000. 2.47 0.0 100. 0 0 0 500
CC
CC PARAMETERS FOR CATION EXCHANGE OF CLAY AND SURFACTANT
CC
*----QV XKC XKS EQW
0.0 0. 0. 804.
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC WELL DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC flag for right and left boundary
*---- ibound IZONE
0 0
CC
CC TOTAL NUMBER OF WELLS, WELL RADIUS FLAG, FLAG FOR TIME OR COURANT NO.
*----NWELL IRO ITIME NWELR IFLAGN ISOLVER
2 2 1 2 0 0
CC
CC WELL ID,LOCATIONS,AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW KW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
1 1 1 1 0.003 0 3 1 1 0
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
INJECTOR
CC
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 0.0 5000. 0.0 1000.
CC
CC WELL ID, LOCATION, AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW KW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
2 80 1 2 0.003 0 3 1 1 0
CC
CC WELL NAME
113
*---- WELNAM
PRODUCER
CC
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 0.0 5000. 0.0 1000.
CC---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE(L=1,3)(SURFACTANT SLUG)
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 0.005 1.0 0.0 0. 0. 0.51 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC id, BOTTOM HOLE PRESSURE FOR PRESSURE CONSTRAINT WELL (IFLAG=2 or 3)
*----id PWF
2 400
CC PV times
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV OR DAY) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC INJ AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2 WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.0 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
CC
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC PRE FLUSH
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 0.005 1.0 0. 0.0 0. 0.51 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH
114
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.0 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC SP SLUG
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 0.005 0.98 0. 0.02 0.17 0.15 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.3 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
115
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC POLYMER DRIVE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 0.005 1.0 0.0 0. 0.17 0.05 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
1.3 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC AGUA COM SALINIDADE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 0.005 1.0 0.0 0. 0. 0.51 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD + AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
5.0 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN 0.000001 0.002 0.1 0.0001
116
ANEXO B – ARQUIVO DE ENTRADA DO UTCHEM UTILIZADO NO CAPÍTULO 4.2.
CC*****************************************************************************************
CC *
CC BRIEF DESCRIPTION OF DATA SET : UTCHEM (VERSION 2013_8 ) *
CC *
CC*****************************************************************************************
CC *
CC RESERVOIR DESCRIPTION *
CC *
CC*****************************************************************************************
CC
CC
*----RUNNO
SURF3D
CC
CC
*----HEADER
SURF3D
surfactant polymer flooding
using UTCHEM2013_8
CC
CC SIMULATION FLAGS
*---- IMODE IMES IDISPC ICWM ICAP IREACT IBIO ICOORD ITREAC ITC IGAS IENG
1 2 3 0 0 0 0 1 0 0 0 0
CC
CC NO. OF GRIDBLOCKS,FLAG SPECIFIES CONSTANT OR VARIABLE GRID SIZE, UNIT
*----NX NY NZ IDXYZ IUNIT
10 10 5 0 0
CC
CC CONSTANT GRID BLOCK SIZE IN X, Y, AND Z
*----DX1 DY1 DZ1
20 20 2.0
CC
CC TOTAL NO. OF COMPONENTS, NO. OF TRACERS, NO. OF GEL COMPONENTS
*----N NO NTW NTA NGC NG NOTH
7 0 0 0 0 0 0
CC
CC NAME OF SPECIES
*---- SPNAME(I) FOR I=1,N
WATER
OIL
SURF.
POLYMER
ANION
CALCIUM
ALCOHOL
CC
CC FLAG INDICATING IF THE COMPONENT IS INCLUDED IN CALCULATIONS OR NOT
*----ICF(KC) FOR KC=1,N
1 1 1 1 1 1 1
CC
117
CC*******************************************************************
CC *
CC OUTPUT OPTIONS *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC FLAG FOR PV OR DAYS TO PRINT OR TO STOP THE RUN
*----ICUMTM ISTOP IOUTGMS IS3G
1 1 0 0
CC
CC FLAG INDICATING IF THE PROFILE OF KCTH COMPONENT SHOULD BE WRITTEN
*----IPRFLG(KC),KC=1,N
1 1 1 1 1 1 1
CC
CC FLAG FOR individual map files
*----IPPRES IPSAT IPCTOT IPBIO IPCAP IPGEL IPALK IPTEMP IPOBS Ipater
1 1 1 0 0 0 0 0 0 0
CC
CC FLAG for individual output map files
*----ICKL IVIS IPER ICNM ICSE ihystp ifoamp inoneq
1 1 1 1 1 0 0 0
CC
CC FLAG for variables to PROF output file
*----Iads IVel Irkf Iphse ISCH
1 1 1 1 1
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC RESERVOIR PROPERTIES *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC MAX. SIMULATION TIME ( DAYS)
*---- TMAX
10
CC
CC ROCK COMPRESSIBILITY (1/PSI), STAND. PRESSURE(PSIA)
*----COMPR PSTAND
0. 0.
CC
CC FLAGS INDICATING CONSTANT OR VARIABLE POROSITY, X,Y,AND Z PERMEABILITY
*----IPOR1 IPERMX IPERMY IPERMZ IMOD ITRNZ INTG IACTNUM ICUTOFF
0 1 1 0 0 0 0 0 0
CC
CC CONSTANT POROSITY
*----PORC1
.3
CC
CC CONSTANT X-PERMEABILITY (MILIDARCY) FOR LAYER K = 1,NZ
*----PERMX
5*3800
118
CC
CC CONSTANT Y-PERMEABILITY (MILIDARCY) FOR LAYER K = 1,NZ
*----PERMY
5*3800
CC
CC CONSTANT Z-PERMEABILITY
*----PERMZC (MILIDARCY)
14.55
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE DEPTH, PRESSURE, WATER SATURATION
*----IDEPTH IPRESS ISWI ICWI
0 0 0 -1
CC
CC CONSTANT DEPTH (FT)
*----D111
7755.882
CC
CC CONSTANT PRESSURE (PSIA)
*----PRESS1
3624.493
CC
CC CONSTANT INITIAL WATER SATURATION
*----SWI
.15
cc
cc
*--- c50 c60
1.08 0
CC
CC********************************************************************
CC *
CC PHYSICAL PROPERTY DATA *
CC *
CC********************************************************************
CC
CC
CC OIL CONC. AT PLAIT POINT FOR TYPE II(+)AND TYPE II(-), CMC
*---- C2PLC C2PRC EPSME IHAND
0. 1. .0001 0
CC
CC FLAG INDICATING TYPE OF PHASE BEHAVIOR PARAMETERS
*---- IFGHBN
0
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC FOR ALCOHOL 1
*----HBNS70 HBNC70 HBNS71 HBNC71 HBNS72 HBNC72
0.0 0.045 0. 0.019 0. 0.045
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC FOR ALCOHOL 2
*----HBNS80 HBNC80 HBNS81 HBNC81 HBNS82 HBNC82
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LOWER AND UPPER EFFECTIVE SALINITY FOR ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
119
*----CSEL7 CSEU7 CSEL8 CSEU8
0.1003 0.1997 0. 0.
CC
CC THE CSE SLOPE PARAMETER FOR CALCIUM AND ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
*----BETA6 BETA7 BETA8
0. 0. 0.
CC
CC FLAG FOR ALCOHOL PART. MODEL AND PARTITION COEFFICIENTS
*----IALC OPSK7O OPSK7S OPSK8O OPSK8S
1 0. 0. 0. 0.
CC
CC NO. OF ITERATIONS, AND TOLERANCE
*----NALMAX EPSALC
20 .0001
CC
CC ALCOHOL 1 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC7 AKWS7 AKM7 AK7 PT7
4.671 1.79 48. 35.31 .222
CC
CC ALCOHOL 2 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC8 AKWS8 AKM8 AK8 PT8
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC
*---- IFT MODEL FLAG
1
CC
CC INTERFACIAL TENSION PARAMETERS
*----CHUH AHUH
0.3 10
CC
CC LOG10 OF OIL/WATER INTERFACIAL TENSION
*----XIFTW
1.39
CC
CC MASS TRANSFER FLAG
*----IMASS icor
0 0
cc
cc
*--- iwalt iwalf
0 0
CC
CC CAPILLARY DESATURATION PARAMETERS FOR PHASE 1, 2, AND 3
*----ITRAP T11 T22 T33
2 1865 59000 364
CC
CC RELATIVE PERM. FLAG (0:IMBIBITION COREY,1:FIRST DRAINAGE COREY)
*----IPERM IRTYPE
0 0
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE REL. PERM. PARAMETERS
*----ISRW IPRW IEW
120
0 0 0
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----S1RWC S2RWC S3RWC
0.15 0.3 0.15
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RW P2RW P3RW
0.14 0.7 0.14
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1W E2W E3W
3 2.5 3
CC
CC RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT HIGH CAPILLARY NO.
*----S1RC S2RC S3RC
.0 .0 .0
CC
CC ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT HIGH CAPILLARY NO.
*----P1RC P2RC P3RC
1. 1. 1.
CC
CC REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT HIGH CAPILLARY NO.
*----E13C E23C E31C
1. 1. 1.
CC
CC WATER AND OIL VISCOSITY , RESERVOIR TEMPERATURE
*----VIS1 VIS2 TEMPV
0.56 10.75 0
CC
CC VISCOSITY PARAMETERS
*----ALPHA1 ALPHA2 ALPHA3 ALPHA4 ALPHA5
0.2 2.5 0.1 0.1 0.1
CC
CC PARAMETERS TO CALCULATE POLYMER VISCOSITY AT ZERO SHEAR RATE
*----AP1 AP2 AP3
37 37 4210
CC
CC PARAMETER TO COMPUTE CSEP,MIN. CSEP, AND SLOPE OF LOG VIS. VS. LOG CSEP
*----BETAP CSE1 SSLOPE
1. .01 0.0
CC
CC PARAMETER FOR SHEAR RATE DEPENDENCE OF POLYMER VISCOSITY
*----GAMMAC GAMHF POWN IPMOD ISHEAR RWEFF GAMH2 IGAMC
4 100 1.4 0 2 0.25 0 0
CC
CC FLAG FOR POLYMER PARTITIONING, PERM. REDUCTION PARAMETERS
*----IPOLYM EPHI3 EPHI4 BRK CRK RKCUT
1 1. 0.8 100. 0 1
CC
CC SPECIFIC WEIGHT FOR COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8 , AND GRAVITY FLAG
*----DEN1 DEN2 DEN23 DEN3 DEN7 DEN8 IDEN
.433 0.41 0.41 .433 .346 0. 2
121
CC
CC FLAG FOR CHOICE OF UNITS ( 0:BOTTOMHOLE CONDITION , 1: STOCK TANK)
*-----ISTB
0
CC
CC COMPRESSIBILITY FOR VOL. OCCUPYING COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8
*----COMPC(1) COMPC(2) COMPC(3) COMPC(7) COMPC(8)
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CONSTANT OR VARIABLE PC PARAM., WATER-WET OR OIL-WET PC CURVE FLAG
*----ICPC IEPC IOW
0 0 0
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETER, CPC0
*----CPC0
0.
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETER, EPC0
*---- EPC0
0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSION COEF. KCTH COMPONENT IN PHASE 1 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7)
0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSION COEF. OF KCTH COMPONENT IN PHASE 2 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7)
0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSION COEF. OF KCTH COMPONENT IN PHASE 3 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8)
0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 1
*----ALPHAL(1) ALPHAT(1)
12. .4
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 2
*----ALPHAL(2) ALPHAT(2)
12. .4
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 3
*----ALPHAL(3) ALPHAT(3)
12. .4
CC
CC FLAG TO SPECIFY ORGANIC ADSORPTION CALCULATION
*----IADSO
0
CC
CC SURFACTANT AND POLYMER ADSORPTION PARAMETERS
*----AD31 AD32 B3D AD41 AD42 B4D IADK, IADS1, FADS REFK,md
1.516 0.0 1000. 2.47 0.0 100. 0 0 0 500
CC
122
CC PARAMETERS FOR CATION EXCHANGE OF CLAY AND SURFACTANT
*----QV XKC XKS EQW
0.0 0. 0. 804.
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC WELL DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC FLAG FOR RIGHT AND LEFT BOUNDARY
*---- IBOUND izone
0 0
CC
CC TOTAL NUMBER OF WELLS, WELL RADIUS FLAG, FLAG FOR TIME OR COURANT NO.
*----NWELL IRO ITSTEP NWREL IFLAGN ISOLVER
2 2 1 2 0 0
CC
CC WELL ID,LOCATIONS,AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW JW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
1 1 1 1 .5 0. 3 1 5 0
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
INJECTOR
CC
CC ICHEK, MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 0.0 50000. 0.0 1000.
CC
CC WELL ID, LOCATION, AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW JW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
2 10 10 2 .5 0. 3 1 5 0
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
PRODUCER
CC
CC ICHEK , MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 0.0 50000. 0.0 50000.
CC
CC ID,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
*----ID QI(M,L) C(M,KC,L)
1 100 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ID, BOTTOM HOLE PRESSURE FOR PRESSURE CONSTRAINT WELL (IFLAG=2 OR 3)
*----ID PWF
2 400
CC
123
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV OR DAY) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
*----TINJ CUMPR1 cumh1 WRHPV WRPRF RSTC
2 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. COURANT NUMBERS
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.05 0.003 0.2 0.01
cc
cc
*--- ibmod
0
CC
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS
*---- IRO ITSTEP IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS CHANGES IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE CHANGES, ID
*----NWEL1 ID
1 1
CC
CC ID,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
*----ID QI(M,L) C(M,KC,L)
1 100 0.98 0. 0.02 0.17 0.15 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
*----TINJ CUMPR1 cumh WRHPV WRPRF RSTC
2.3 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. TIME STEPS
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.05 0.003 0.2 0.01
cc
cc
*--- ibmod
0
CC
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS
*---- IRO ITSTEP IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS CHANGES IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE CHANGES, ID
*----NWEL1 ID
1 1
124
CC
CC ID,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
*----ID QI(M,L) C(M,KC,L)
1 100 1. 0. 0. 0.17 0.05 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
*----TINJ CUMPR1 cumh WRHPV WRPRF RSTC
3.3 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. TIME STEPS
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.05 0.003 0.2 0.02
cc
cc
*--- ibmod
0
CC
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS
*---- IRO ITSTEP IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS CHANGES IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE CHANGES, ID
*----NWEL1 ID
1 1
CC
CC ID,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
*----ID QI(M,L) C(M,KC,L)
1 100 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
*----TINJ CUMPR1 cumh WRHPV WRPRF RSTC
5 0.05 0.05 0.05 0.05 100
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. TIME STEPS
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.05 0.003 0.2 0.02
125
ANEXO C – ARQUIVO DE ENTRADA DO UTCHEM UTILIZADO NO CAPÍTULO 4.4.1.
CC*****************************************************************************************
CC *
CC BRIEF DESCRIPTION OF DATA SET : UTCHEM (VERSION 2013_8 ) *
CC *
CC*****************************************************************************************
CC *
CC RESERVOIR DESCRIPTION *
CC *
CC*****************************************************************************************
CC
CC
*----RUNNO
FILDSP
CC
CC
*----HEADER
FILDSP Field SP
surfactant polymer flooding
using UTCHEM2013_8
CC
CC SIMULATION FLAGS
*---- IMODE IMES IDISPC ICWM ICAP IREACT IBIO ICOORD ITREAC ITC IGAS ieng
1 2 3 0 0 0 0 1 0 0 0 0
CC
CC NUMBER OF GRID BLOCKS AND FLAG SPECIFIES CONSTANT OR VARIABLE GRID SIZE
*----NX NY NZ IDXYZ IUNIT
31 21 3 0 0
CC
CC CONSTANT GRID BLOCK SIZE IN X, Y, AND Z
*----DX DY DZ
410 410 16
CC
CC TOTAL NO. OF COMPONENTS, NO. OF TRACERS, NO. OF GEL COMPONENTS
*----N no NTw nta ngc ng noth
6 0 0 0 0 0 0
cc
cc
*---- species name
water
oil
surf
polymer
anion
calcium
CC
CC FLAG INDICATING IF THE COMPONENT IS INCLUDED IN CALCULATIONS OR NOT
CC ICF(3)=1
*----ICF(KC) FOR KC=1,N
1 1 1 1 1 1
126
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC OUTPUT OPTIONS *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC ICOPSM=0==>ECHO TO UNIT 2; ICUMTM=0==>PV PRINTING;istop=1==>PV SPEC
CC FLAG TO ECHO THE INPUT, FLAG TO WRITE TO UNIT 5, FLAG FOR PV OR DAYS
*----ICUMTM istop IOUTGMS IS3G
1 1 0 0
CC
CC FLAG INDICATING IF THE PROFILE OF KCTH COMPONENT SHOULD BE WRITTEN
CC IPRFLG(3)=1
*----IPRFLG(KC),KC=1,N
1 1 1 1 1 1
CC
CC FLAG FOR PRES,SAT.,TOTAL CONC.,TRACER CONC.,CAP.,GEL, ALKALINE PROFILES
*----IPPRES IPSAT IPCTOT IPBIO IPCAP IPGEL IPALK IPTEMP IPOBS IPATERN
1 1 1 0 0 0 0 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES
CC ICSE e ICNM 1
*----ICKL IVIS IPER ICNM ICSE IHYSTP IFOAMP INONEQ
1 1 1 1 1 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES TO PROF
CC IPHSE = 1
*----IADS IVEL IRKF IPHSE ISCH
1 1 1 1 1
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC RESERVOIR PROPERTIES *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC MAX. SIMULATION TIME ( pore volume )
*---- TMAX
5.0
CC
CC ROCK COMPRESSIBILITY (1/PSI), STAND. PRESSURE(PSIA)
*----COMPR PSTAND
0 0
CC
CC FLAGS INDICATING CONSTANT OR VARIABLE POROSITY, X,Y,AND Z PERMEABILITY
*----IPOR1 IPERMX IPERMY IPERMZ IMOD ITRAZ INTG IACTNUM ICUTOFF
4 0 3 3 0 0 1 1 1
CC
CC CONSTANT X-PERMEABILITY (MILIDARCY) FOR LAYER K = 1,NZ
*----PERMX
3800
127
CC
CC Y DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Y DIRECTION PERMEABILITY
1
CC
CC Z DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Z DIRECTION PERMEABILITY
0.00383
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE DEPTH, PRESSURE, WATER SATURATION
*----IDEPTH IPRESS ISWI ICWI
4 0 0 -1
CC
CC CONSTANT PRESSURE (PSIA)
*----PRESS1
3624.493
CC
CC CONSTANT INITIAL WATER SATURATION
*----SWI
0.15
CC PVMIN PERMXMIN PERMYMIN PORMIN
*----PVMIN PERMXMIN PERMYMIN PORMIN
2689 0 0 0
CC
CC CONSTANT CHLORIDE AND CALCIUM CONCENTRATIONS (MEQ/ML)
CC C50
*----C50 C60
1.08 0
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC PHYSICAL PROPERTY DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC OIL CONC. AT PLAIT POINT FOR TYPE II(+)AND TYPE II(-), CMC
CC EPSME =0.001
*---- C2PLC C2PRC EPSME IHAND
0. 1. .001 0
cc
cc
*---- IFGHBN
0
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC -
CC FOR ALCOHOL 1
*----HBNS70 HBNC70 HBNS71 HBNC71 HBNS72 HBNC72
0.0 0.045 0. 0.019 0. 0.045
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC FOR ALCOHOL 2
*----HBNS80 HBNC80 HBNS81 HBNC81 HBNS82 HBNC82
0. 0. 0. 0. 0. 0.
128
CC
CC LOWER AND UPPER EFFECTIVE SALINITY FOR ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
CC -
*----CSEL7 CSEU7 CSEL8 CSEU8
0.1003 0.1997 0. 0.
CC
CC THE CSE SLOPE PARAMETER FOR CALCIUM AND ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
*----BETA6 BETA7 BETA8
0. 0. 0.
CC
CC FLAG FOR ALCOHOL PART. MODEL AND PARTITION COEFFICIENTS
*----IALC OPSK7O OPSK7S OPSK8O OPSK8S
0 0. 0. 0. 0.
CC
CC NO. OF ITERATIONS, AND TOLERANCE
*----NALMAX EPSALC
20 .0001
CC
CC ALCOHOL 1 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC7 AKWS7 AKM7 AK7 PT7
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ALCOHOL 2 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC8 AKWS8 AKM8 AK8 PT8
0. 0. 0. 0. 0.
cc
cc
cc -
*--- ift
1
CC
CC INTERFACIAL TENSION PARAMETERS
CC -
*----CHUH AHUH
0.3 10
CC
CC LOG10 OF OIL/WATER INTERFACIAL TENSION
CC
*----XIFTW
1.39
CC
CC mass transfer flag
*----imassa ICOR
0 0
cc
cc
*--- IWALT IWALF
0 0
CC
CC CAPILLARY DESATURATION PARAMETERS FOR PHASE 1, 2, AND 3
CC ITRAP = 1, T11 T22 T33
*----ITRAP T11 T22 T33
2 1865 59000 364
129
CC
CC relative perm. flag (0:imbibition corey,1:first drainage corey
*----iperm Iregion
0 0
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE REL. PERM. PARAMETERS
*----ISRW IPRW IEW
0 0 0
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
CC
*----S1RWC S2RWC S3RWC
0.15 0.3 0.15
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RW P2RW P3RW
0.14 0.7 0.14
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1W E2W E3W
3 2.5 3
CC -
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----S1RC S2RC S3RC
0.0 0.0 0.0
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RC P2RC P3RC
1 1 1
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1C E2C E3C
1 1 1
CC
CC WATER AND OIL VISCOSITY , RESERVOIR TEMPERATURE
*----VIS1 VIS2 TEMPV
0.56 10.75 0
CC
CC VISCOSITY PARAMETERS
*----ALPHA1 ALPHA2 ALPHA3 ALPHA4 ALPHA5
0.2 2.5 0.1 0.1 0.1
CC
CC PARAMETERS TO CALCULATE POLYMER VISCOSITY AT ZERO SHEAR RATE
*----AP1 AP2 AP3
37 37 4210
CC
CC PARAMETER TO COMPUTE CSEP,MIN. CSEP, AND SLOPE OF LOG VIS. VS. LOG CSEP
*----BETAP CSE1 SSLOPE
1. .01 0.0
130
CC
CC PARAMETER FOR SHEAR RATE DEPENDENCE OF POLYMER VISCOSITY
*----GAMMAC GAMHF POWN IPMOD ISHEAR RWEFF GAMHF2 IGAMC
4 100 1.4 0 2 0.25 0 0
CC
CC FLAG FOR POLYMER PARTITIONING, PERM. REDUCTION PARAMETERS
*----IPOLYM EPHI3 EPHI4 BRK CRK RKCUT
1 1. 0.8 100. 0 1
CC
CC SPECIFIC WEIGHT FOR COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8 , AND GRAVITY FLAG
*----DEN1 DEN2 den23 DEN3 DEN7 DEN8 IDEN
.433 0.41 0.41 .433 .346 0. 2
CC
CC FLAG FOR CHOICE OF UNITS ( 0:BOTTOMHOLE CONDITION , 1: STOCK TANK)
*-----ISTB
0
CC
CC COMPRESSIBILITY FOR VOL. OCCUPYING COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8
*----COMPC(1) COMPC(2) COMPC(3) COMPC(7) COMPC(8)
2.814E-06 6.22321E-06 0. 0. 0.
CC
CC CONSTANT OR VARIABLE PC PARAM., WATER-WET OR OIL-WET PC CURVE FLAG
*----ICPC IEPC IOW
0 0 0
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, CPC
*----CPC
0.
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, EPC
*---- EPC
0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 1 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(1
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 2 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 3 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 1
*----ALPHAL(1) ALPHAT(1)
12. .4
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 2
*----ALPHAL(2) ALPHAT(2)
12. .4
CC
131
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 3
*----ALPHAL(3) ALPHAT(3)
12. .4
cc
cc
*--- IADSO
0
CC
CC SURFACTANT AND POLYMER ADSORPTION PARAMETERS
*----AD31 AD32 B3D AD41 AD42 B4D iadk iads1 fads refk
1.516 0.0 1000. 2.47 0.0 100. 0 0 0 500
CC
CC PARAMETERS FOR CATION EXCHANGE OF CLAY AND SURFACTANT
CC
*----QV XKC XKS EQW
0.0 0. 0. 804.
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC WELL DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC flag for right and left boundary
*---- ibound IZONE
0 0
CC
CC TOTAL NUMBER OF WELLS, WELL RADIUS FLAG, FLAG FOR TIME OR COURANT NO.
*----NWELL IRO ITIME NWELR IFLAGN ISOLVER
2 2 1 2 0 0
CC
CC WELL ID,LOCATIONS,AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW JW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
1 36 10 1 0.292 0 4 3 3 0
CC
CC NUMBER OF PERFORATIONS
*---- NWBC
5
CC
CC WELL PERFORATIONS
*---- IWC JWC KWC
20 10 3
19 10 3
18 10 3
17 10 3
16 10 3
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
INJECTOR
CC
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
132
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 0.0 4310. 0.0 70629.33
CC
CC WELL ID, LOCATION, AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW KW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
2 26 17 2 0.292 0 4 2 2 0
CC
CC NUMBER OF PERFORATIONS
*---- NWBC
5
CC
CC WELL PERFORATIONS
*---- IWC JWC KWC
10 17 2
9 17 2
8 17 2
7 18 2
6 19 2
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
PRODUCER
CC
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 3172. 4310. 0.0 70629.33
CC---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC INJECAO DE AGUA
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE(L=1,3)(SURFACTANT SLUG)
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ID, TOTAL PRODUCTION RATE FOR PRESSURE CONSTRAINT WELL (IFLAG=2)
*----id PWF
2 3172.
CC PV times
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV OR DAY) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC INJ AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2 WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.0 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
CC
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
133
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC PRE FLUSH
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.3 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC SP SLUG
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 0.98 0. 0.02 0.17 0.15 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP
134
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.52 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC POLYMER DRIVE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0.17 0.05 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
1.26 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
135
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC AGUA COM SALINIDADE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD + AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
2 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
136
ANEXO D – ARQUIVO DE ENTRADA DO UTCHEM UTILIZADO NO CAPÍTULO 4.4.2.
CC********************************************************************************************
CC *
CC BRIEF DESCRIPTION OF DATA SET : UTCHEM (VERSION 2013_8) *
CC *
CC********************************************************************************************
CC
CC********************************************************************************************
CC *
CC RESERVOIR DESCRIPTION *
CC *
CC********************************************************************************************
CC
CC
*----RUNNO
FILDSP
CC
CC
*----HEADER
FILDSP Field SP
surfactant polymer flooding
using UTCHEM2013_8
CC
CC SIMULATION FLAGS
*---- IMODE IMES IDISPC ICWM ICAP IREACT IBIO ICOORD ITREAC ITC IGAS ieng
1 2 3 0 0 0 0 1 0 0 0 0
CC
CC NUMBER OF GRID BLOCKS AND FLAG SPECIFIES CONSTANT OR VARIABLE GRID SIZE
*----NX NY NZ IDXYZ IUNIT
31 21 3 0 0
CC
CC CONSTANT GRID BLOCK SIZE IN X, Y, AND Z
*----DX DY DZ
410 410 16
CC
CC TOTAL NO. OF COMPONENTS, NO. OF TRACERS, NO. OF GEL COMPONENTS
*----N no NTw nta ngc ng noth
6 0 0 0 0 0 0
cc
cc
*---- species name
water
oil
surf
polymer
anion
calcium
CC
CC FLAG INDICATING IF THE COMPONENT IS INCLUDED IN CALCULATIONS OR NOT
CC ICF(3)=1
*----ICF(KC) FOR KC=1,N
137
1 1 1 1 1 1
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC OUTPUT OPTIONS *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC ICOPSM=0==>ECHO TO UNIT 2; ICUMTM=0==>PV PRINTING;istop=1==>PV SPEC
CC FLAG TO ECHO THE INPUT, FLAG TO WRITE TO UNIT 5, FLAG FOR PV OR DAYS
*----ICUMTM istop IOUTGMS IS3G
1 1 0 0
CC
CC FLAG INDICATING IF THE PROFILE OF KCTH COMPONENT SHOULD BE WRITTEN
CC IPRFLG(3)=1
*----IPRFLG(KC),KC=1,N
1 1 1 1 1 1
CC
CC FLAG FOR PRES,SAT.,TOTAL CONC.,TRACER CONC.,CAP.,GEL, ALKALINE PROFILES
*----IPPRES IPSAT IPCTOT IPBIO IPCAP IPGEL IPALK IPTEMP IPOBS IPATERN
1 1 1 0 0 0 0 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES
CC ICSE e ICNM 1
*----ICKL IVIS IPER ICNM ICSE IHYSTP IFOAMP INONEQ
1 1 1 1 1 0 0 0
CC
CC FLAG FOR WRITING SEVERAL PROPERTIES TO PROF
CC IPHSE = 1
*----IADS IVEL IRKF IPHSE ISCH
1 1 1 1 1
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC RESERVOIR PROPERTIES *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC MAX. SIMULATION TIME ( pore volume )
*---- TMAX
5.0
CC
CC ROCK COMPRESSIBILITY (1/PSI), STAND. PRESSURE(PSIA)
*----COMPR PSTAND
0 0
CC
CC FLAGS INDICATING CONSTANT OR VARIABLE POROSITY, X,Y,AND Z PERMEABILITY
*----IPOR1 IPERMX IPERMY IPERMZ IMOD ITRAZ INTG IACTNUM ICUTOFF
4 0 3 3 0 0 1 1 1
CC
CC CONSTANT X-PERMEABILITY (MILIDARCY) FOR LAYER K = 1,NZ
*----PERMX
138
3800
CC
CC Y DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Y DIRECTION PERMEABILITY
1
CC
CC Z DIRECTION PERMEABILITY IS DEPENDENT ON X DIRECTION PERMEABILITY
*---- CONSTANT PERMEABILITY MULTIPLIER FOR Z DIRECTION PERMEABILITY
0.00383
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE DEPTH, PRESSURE, WATER SATURATION
*----IDEPTH IPRESS ISWI ICWI
4 0 0 -1
CC
CC CONSTANT PRESSURE (PSIA)
*----PRESS1
3624.493
CC
CC CONSTANT INITIAL WATER SATURATION
*----SWI
0.15
CC PVMIN PERMXMIN PERMYMIN PORMIN
*----PVMIN PERMXMIN PERMYMIN PORMIN
2689 0 0 0
CC
CC CONSTANT CHLORIDE AND CALCIUM CONCENTRATIONS (MEQ/ML)
CC C50
*----C50 C60
1.08 0
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC PHYSICAL PROPERTY DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC OIL CONC. AT PLAIT POINT FOR TYPE II(+)AND TYPE II(-), CMC
CC EPSME =0.001
*---- C2PLC C2PRC EPSME IHAND
0. 1. .001 0
cc
cc
*---- IFGHBN
0
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC -
CC FOR ALCOHOL 1
*----HBNS70 HBNC70 HBNS71 HBNC71 HBNS72 HBNC72
0.0 0.045 0. 0.019 0. 0.045
CC SLOPE AND INTERCEPT OF BINODAL CURVE AT ZERO, OPT., AND 2XOPT SALINITY
CC FOR ALCOHOL 2
*----HBNS80 HBNC80 HBNS81 HBNC81 HBNS82 HBNC82
139
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LOWER AND UPPER EFFECTIVE SALINITY FOR ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
CC -
*----CSEL7 CSEU7 CSEL8 CSEU8
0.1003 0.1997 0. 0.
CC
CC THE CSE SLOPE PARAMETER FOR CALCIUM AND ALCOHOL 1 AND ALCOHOL 2
*----BETA6 BETA7 BETA8
0. 0. 0.
CC
CC FLAG FOR ALCOHOL PART. MODEL AND PARTITION COEFFICIENTS
*----IALC OPSK7O OPSK7S OPSK8O OPSK8S
0 0. 0. 0. 0.
CC
CC NO. OF ITERATIONS, AND TOLERANCE
*----NALMAX EPSALC
20 .0001
CC
CC ALCOHOL 1 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC7 AKWS7 AKM7 AK7 PT7
0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ALCOHOL 2 PARTITIONING PARAMETERS IF IALC=1
*----AKWC8 AKWS8 AKM8 AK8 PT8
0. 0. 0. 0. 0.
cc
cc
cc -
*--- ift
1
CC
CC INTERFACIAL TENSION PARAMETERS
CC -
*----CHUH AHUH
0.3 10
CC
CC LOG10 OF OIL/WATER INTERFACIAL TENSION
CC
*----XIFTW
1.39
CC
CC mass transfer flag
*----imassa ICOR
0 0
cc
cc
*--- IWALT IWALF
0 0
CC
CC CAPILLARY DESATURATION PARAMETERS FOR PHASE 1, 2, AND 3
CC ITRAP = 1, T11 T22 T33
*----ITRAP T11 T22 T33
140
2 1865 59000 364
CC
CC relative perm. flag (0:imbibition corey,1:first drainage corey
*----iperm Iregion
0 0
CC
CC FLAG FOR CONSTANT OR VARIABLE REL. PERM. PARAMETERS
*----ISRW IPRW IEW
0 0 0
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
CC
*----S1RWC S2RWC S3RWC
0.15 0.3 0.15
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RW P2RW P3RW
0.14 0.7 0.14
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1W E2W E3W
3 2.5 3
CC -
CC
CC CONSTANT RES. SATURATION OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----S1RC S2RC S3RC
0.0 0.0 0.0
CC
CC CONSTANT ENDPOINT REL. PERM. OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----P1RC P2RC P3RC
1 1 1
CC
CC CONSTANT REL. PERM. EXPONENT OF PHASES 1,2,AND 3 AT LOW CAPILLARY NO.
*----E1C E2C E3C
1 1 1
CC
CC WATER AND OIL VISCOSITY , RESERVOIR TEMPERATURE
*----VIS1 VIS2 TEMPV
0.56 10.75 0
CC
CC VISCOSITY PARAMETERS
*----ALPHA1 ALPHA2 ALPHA3 ALPHA4 ALPHA5
0.2 2.5 0.1 0.1 0.1
CC
CC PARAMETERS TO CALCULATE POLYMER VISCOSITY AT ZERO SHEAR RATE
*----AP1 AP2 AP3
37 37 4210
CC
CC PARAMETER TO COMPUTE CSEP,MIN. CSEP, AND SLOPE OF LOG VIS. VS. LOG CSEP
*----BETAP CSE1 SSLOPE
141
1. .01 0.0
CC
CC PARAMETER FOR SHEAR RATE DEPENDENCE OF POLYMER VISCOSITY
*----GAMMAC GAMHF POWN IPMOD ISHEAR RWEFF GAMHF2 IGAMC
4 100 1.4 0 2 0.25 0 0
CC
CC FLAG FOR POLYMER PARTITIONING, PERM. REDUCTION PARAMETERS
*----IPOLYM EPHI3 EPHI4 BRK CRK RKCUT
1 1. 0.8 100. 0 1
CC
CC SPECIFIC WEIGHT FOR COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8 , AND GRAVITY FLAG
*----DEN1 DEN2 den23 DEN3 DEN7 DEN8 IDEN
.433 0.41 0.41 .433 .346 0. 2
CC
CC FLAG FOR CHOICE OF UNITS ( 0:BOTTOMHOLE CONDITION , 1: STOCK TANK)
*-----ISTB
0
CC
CC COMPRESSIBILITY FOR VOL. OCCUPYING COMPONENTS 1,2,3,7,AND 8
*----COMPC(1) COMPC(2) COMPC(3) COMPC(7) COMPC(8)
2.814E-06 6.22321E-06 0. 0. 0.
CC
CC CONSTANT OR VARIABLE PC PARAM., WATER-WET OR OIL-WET PC CURVE FLAG
*----ICPC IEPC IOW
0 0 0
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, CPC
*----CPC
0.
CC
CC CAPILLARY PRESSURE PARAMETERS, EPC
*---- EPC
0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 1 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(1
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 2 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC MOLECULAR DIFFUSIVITY OF KCTH COMPONENT IN PHASE 3 (D(KC),KC=1,N)
*----D(1) D(2) D(3) D(4) D(5) D(6) D(7) D(8) D(9) D(10) D(11)
0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 1
*----ALPHAL(1) ALPHAT(1)
12. .4
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 2
*----ALPHAL(2) ALPHAT(2)
12. .4
142
CC
CC LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DISPERSIVITY OF PHASE 3
*----ALPHAL(3) ALPHAT(3)
12. .4
cc
cc
*--- IADSO
0
CC
CC SURFACTANT AND POLYMER ADSORPTION PARAMETERS
*----AD31 AD32 B3D AD41 AD42 B4D iadk iads1 fads refk
1.516 0.0 1000. 2.47 0.0 100. 0 0 0 500
CC
CC PARAMETERS FOR CATION EXCHANGE OF CLAY AND SURFACTANT
CC
*----QV XKC XKS EQW
0.0 0. 0. 804.
CC
CC*******************************************************************
CC *
CC WELL DATA *
CC *
CC*******************************************************************
CC
CC
CC flag for right and left boundary
*---- ibound IZONE
0 0
CC
CC TOTAL NUMBER OF WELLS, WELL RADIUS FLAG, FLAG FOR TIME OR COURANT NO.
*----NWELL IRO ITIME NWELR IFLAGN ISOLVER
2 2 1 2 0 0
CC
CC WELL ID,LOCATIONS,AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW JW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
1 36 10 1 0.292 0 4 3 3 0
CC
CC NUMBER OF PERFORATIONS
*---- NWBC
5
CC
CC WELL PERFORATIONS
*---- IWC JWC KWC
20 10 3
19 10 3
18 10 3
17 10 3
16 10 3
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
INJECTOR
CC
143
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
1 0.0 5500. 0.0 70629.33
CC
CC WELL ID, LOCATION, AND FLAG FOR SPECIFYING WELL TYPE, WELL RADIUS, SKIN
*----IDW IW KW IFLAG RW SWELL IDIR IFIRST ILAST IPRF
2 26 17 2 0.292 0 4 2 2 0
CC
CC NUMBER OF PERFORATIONS
*---- NWBC
5
CC
CC WELL PERFORATIONS
*---- IWC JWC KWC
10 17 2
9 17 2
8 17 2
7 18 2
6 19 2
CC
CC WELL NAME
*---- WELNAM
PRODUCER
CC
CC MAX. AND MIN. ALLOWABLE BOTTOMHOLE PRESSURE AND RATE
*----ICHEK PWFMIN PWFMAX QTMIN QTMAX
0 3172. 4310. 0.0 70629.33
CC---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC INJECAO DE AGUA
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE(L=1,3)(SURFACTANT SLUG)
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC ID, TOTAL PRODUCTION RATE FOR PRESSURE CONSTRAINT WELL (IFLAG=2)
*----id PWF
2 3172.
CC PV times
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV OR DAY) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC INJ AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2 WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.0 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
CC
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
144
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC PRE FLUSH
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.3 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC SP SLUG
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 0.98 0. 0.02 0.17 0.15 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
145
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
0.52 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC POLYMER DRIVE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0.17 0.05 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
1.26 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
C
CC
*--- IBMOD
0
CC34567890---------2---------3---------4---------5---------6---------7---------8
CC IRO, ITIME, NEW FLAGS FOR ALL THE WELLS (POLYMER DRIVE)
*---- IRO ITIME IFLAG
2 1 1 2
CC
CC NUMBER OF WELLS changes IN LOCATION OR SKIN OR PWF
*----NWEL1
0
146
CC
CC NUMBER OF WELLS WITH RATE changes, id
*----NWEL1 Id
1 1
CC
CC id,INJ. RATE AND INJ. COMP. FOR RATE CONS. WELLS FOR EACH PHASE (L=1,3)
CC AGUA COM SALINIDADE
*----id QI(M,L) C(M,KC,L)
1 70629.33 1. 0. 0. 0. 0.51 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
1 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
CC
CC CUM. INJ. TIME , AND INTERVALS (PV) FOR WRITING TO OUTPUT FILES
CC TINJ = AGUA + PREFLUSH + SP + PD + AGUA
*----TINJ CUMPR1 CUMHI2(SUMARY) WRHPV(HIST) WRPRF(PLOT) RSTC
2 0.2 0.2 0.01 0.1 2.5
CC
CC FOR IMES=2 ,THE INI. TIME STEP,CONC. TOLERANCE,MAX.,MIN. time steps
CC CNMIN
*----DT DCLIM CNMAX CNMIN
0.000001 0.002 0.1 0.0001
![[CLASS 2014] Palestra Técnica - Marcelo Branquinho e Jan Seidl](https://img.document.onl/doc/110x75/558c0106d8b42a0a1d8b4742/class-2014-palestra-tecnica-marcelo-branquinho-e-jan-seidl.jpg)
