TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO - monografias.ufrn.br · Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE(C6/C7)

EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS

Karynne Karolynne Furtado dos Santos

Junho, 2017

Natal/RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo- CEP/CT/UFRN 2017.1

ii Karynne Karolynne Furtado dos Santos

KARYNNE KAROLYNNE FURTADO DOS SANTOS

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE(C6/C7)

EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS

Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado como parte dos

requisitos para obtenção do Grau em

Engenharia de Petróleo pela

Universidade Federal do Rio Grande do Norte

Orientador (a): Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Junho de 2017


iii Karynne Karolynne Furtado dos Santos

KARYNNE KAROLYNNE FURTADO DOS SANTOS

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE

(C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS

VERTICAIS

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos

para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal

do Rio Grande do Norte.

.


iv Karynne Karolynne Furtado dos Santos

EPÍGRAFE

“Não é sobre chegar

no topo do mundo

e saber que venceu.

É sobre escalar e sentir

que o caminho te fortaleceu...”

(Ana Vilela)


v Karynne Karolynne Furtado dos Santos

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, agradeço a Deus, pois sem ele eu não teria conseguido

chegar ao fim dessa caminhada.

Aos meus pais, Márcia Maria Furtado, Márcio Valério Freitas dos Santos e

meu padrasto Carlos Jean da Costa Pinheiro por toda luta diária, em prol de

me oferecer uma educação de qualidade, sempre me ensinando que a riqueza

dessa vida está nos estudos. Por todo o apoio, atenção e compreensão

durante toda essa jornada, MUITO OBRIGADA ainda seria pouco.

Ao meu filho Guilherme Augusto Coutinho, a luz da minha vida, tão querido

e tão amado que apesar dos percalços que tivemos de enfrentar entre os

caminhos, só me traz alegria e me ensina a ser cada vez melhor.

Aos meus irmãos, Luiz Furtado Neto, Leticia Freitas dos Santos e Luciana

Freitas dos Santos.

As minhas avós maravilhosas Iracema Fernandes Furtado e Tereza Maria

Freitas dos Santos, por todo o amor oferecido, e pelos sábios conselhos.

À todos os meus tios especialmente Marcos Antônio Furtado, Magna Maria

Furtado e Maria de Fátima Fernandes. Aos meus primos em especial Stefany

Louise Furtado Malveira.

Aos amigos Gabriela Queiroz, Társis Andrade, Fernanda Amorim, João

Felipe pontes, Mauricio Rêgo, Cassio Almeida, Dennise Lorena Sarah Myako e

Amanda Fraifer.

À minha amiga mais querida e mais amada Kilvia Lisanna, um presente

que a vida me deu, alguém que eu vou levar pra vida. Sem ela eu certamente

não teria chegado até aqui. Muito obrigada por sonhar meus sonhos comigo,

por ser apoio quando eu preciso e por compartilhar tantos momentos ao meu

lado.

À minha professora orientadora Jennys Lourdes Meneses Barillas, que

se mostrou muito mais que uma orientadora, sempre me oferecendo a maior


vi Karynne Karolynne Furtado dos Santos

atenção, solucionando minhas inúmeras dúvidas e questionamentos e me

acalmando nos meus momentos de desespero.

À todos os colegas do grupo Petroamigos por terem me acolhido em sua

turma me fazendo sentir parte dela.

Aos meus colegas de laboratório em especial Ismael Alves um grande

companheiro que eu tive o prazer de compartilhar os meus dias, durante a

elaboração deste trabalho.

À CMG pela licença do simulador de reservatórios concedida.

À todos os professores do curso de Engenharia de Petróleo da UFRN,

por todo o conhecimento e experiência passada no decorrer do curso.

E, por fim, agradeço a UFRN por toda estrutura em laboratórios e sala

de aulas.


vii Karynne Karolynne Furtado dos Santos

SANTOS, Karynne Karolynne Furtado - ESTUDO DO PROCESSO DE

INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE (C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE

ÓLEO PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS. Trabalho de conclusão de

curso, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio

Grande do Norte. Natal – RN, Brasil.

Orientador(a): Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO Em virtude da expansão cada vez maior dos campos ditos não convencionais,

a indústria petrolífera vem investindo cada vez mais na aplicação dos métodos

de recuperação suplementar. Os processos térmicos têm sido grandes aliados

quando se deseja recuperar óleos pesados. Através da injeção de vapor tem-

se a redução substancial da viscosidade acompanhada de melhor varrido e

produção do óleo. Uma alternativa que vem ganhando cada vez mais destaque

é a adição combinada de um método miscível com um método térmico. Juntos

eles oferecem além da redução da viscosidade, redução das tensões

interfaciais facilitando assim a produção do óleo pesado. O presente estudo

oferece análises realizadas por meio de simulações numéricas onde se

observa a influência dos parâmetros de distância entre poços, vazões de

injeção, porcentagens de vapor e solvente injetados e tipos de solventes em

relação à produção acumulada de óleo e do fator de recuperação. Os

resultados obtidos atestam que a adição combinada de vapor com solvente

obteve respostas positivas e melhoras satisfatórias na recuperação do óleo.

Palavras chaves: óleo pesado, vapor, solvente, métodos de recuperação.


viii Karynne Karolynne Furtado dos Santos

SANTOS, Karynne Karolynne Furtado – STUDY OF THE STEAM AND SOLVENT (C6/C7) INJECTION PROCESS IN HEAVY OIL RESERVOIRS, USING VERTICAL WELLS. Final paper, Departament of Petroleum Engineering, Federal University of Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil.

Guiding: Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

Due to the increasing expansion of so-called non-conventional fields, the oil

industry has been increasingly investing in the application of supplementary

recovery methods. The thermal processes have been great allies when it is

desired to recover heavy oils. Through the injection of steam has the substantial

reduction of viscosity accompanied by better sweeping and production of the oil.

An alternative that is gaining prominence is the combined addition of a miscible

method with a thermal method. Together they offer, besides reducing viscosity,

reducing interfacial tensions, facilitating the production of heavy oil. The present

study offers numerical simulations where the influence of distance parameters

between wells, injection flows, injected solvent and solvent percentages and

solvent types in relation to cumulative oil production and recovery factor are

observed. The results obtained confirm that the combined addition of solvent

vapor shows positive responses and satisfactory improvements in oil recovery.

Keywords: heavy oil, steam, solvent, recovery methods.


ix Karynne Karolynne Furtado dos Santos

Sumário 1. INTRODUÇÃO .................................................................................... 14

1.1 OBJETIVOS.................................................................................. 15

1.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ............................................................. 15

2. ASPECTOS TEÓRICOS ..................................................................... 17

2.1 GRAU API DO ÓLEO ................................................................... 17

2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ................................................. 18

2.3 MÉTODOS TÉRMICOS ................................................................ 19

2.3.1 Injeção de Vapor .................................................................... 20

2.3.2 Métodos Miscíveis .................................................................. 22

2.4 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS ....................... 23

3. MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................. 25

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ......................................... 25

3.1.1 Winprop .................................................................................. 25

3.1.2 Builder .................................................................................... 25

3.1.3 STARS ................................................................................... 26

3.1.4 Results Graph e 3D ................................................................ 26

3.2 MODELAGEM DO FLUIDO .......................................................... 26

3.2.1 Influência do Solvente ............................................................ 31

3.2.2 Interação rocha-fluido ............................................................ 33

3.3 MODELAGEM FÍSICA DO RESERVATÓRIO .............................. 34

3.3.1 Refinamento do Reservatório ................................................. 36

3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS .................................................... 38

3.5 DEFINIÇÃO DO MODELO BASE ................................................. 38

3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS ............................. 40

3.6.1 Configuração 2 ....................................................................... 40


x Karynne Karolynne Furtado dos Santos

3.6.2 Configuração 3 ....................................................................... 41

3.7 METODOLOGIA ........................................................................... 42

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ........................................................ 44

4.1 ANÁLISE DOS PARÂMETROS OPERACIONAIS ........................ 44

4.1.1 Análise entre a Recuperação Primária e a configuração 1 .... 44

4.2 INFLUÊNCIA DA DISTÂNCIA ENTRE OS POÇOS ..................... 46

4.3 INFLUÊNCIA DO TIPO DE SOLVENTE INJETADO .................... 49

4.4 ANÁLISE ENTRE TODAS AS CONFIGURAÇÕES REALIZADAS

50

4.5 INFLUÊNCIA DAS VAZÕES DE INJEÇÃO .................................. 51

4.6 COMPARATIVO ENTRE O MENOR E O MAIOR FATOR DE

RECUPERAÇÃO .......................................................................................... 53

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ............................................. 60

5.1 CONCLUSÕES ............................................................................. 60

5.2 RECOMENDAÇÕES .................................................................... 60

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................... 61


xi Karynne Karolynne Furtado dos Santos

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 - Fluxograma dos métodos de recuperação............................... 19

Figura 2.2 - Injeção contínua de vapor........................................................ 21

Figura 3.1 - Diagrama de fases ................................................................... 29

Figura 3.2 - Ajuste da viscosidade após a regressão ................................. 30

Figura 3.3- Curva da viscosidade do óleo em função da temperatura ........ 31

Figura 3.4 Curva da viscosidade do óleo com a influência do solvente C6

em função da temperatura ............................................................................... 32

Figura 3.5 Curva da viscosidade com influência do solvente C7 em função

da temperatura ................................................................................................. 32

Figura 3.6 - Vista 3D do reservatório .......................................................... 35

Figura 3.7-Vista areal original do reservatório ............................................ 37

Figura 3.8 Vista Ij da distribuição dos poços do modelo base .................... 39

Figura 3.9 Vista 3D do modelo base ........................................................... 39

Figura 3.10 Saturação de óleo no reservatório na vista 3D ........................ 40

Figura 3.11 Vista IJ e 3D da configuração 2 ............................................... 41

Figura 3.12 Vista IJ E 3D das configurações 3 e 4 ..................................... 42

Figura 4.1 Análise entre a recuperação primária e o modelo base ............. 45

Figura 4.2 Análise sobre a influência das distancias entre os poços .......... 47

Figura 4.3 Comparativo entre o caso 1 e 2 para a viscosidade .................. 48

Figura 4.4 Análise da influência do tipo de solvente ................................... 50

Figura 4.5 Análise entre todas as configurações desenvolvidas ................. 51

Figura 4.6 Comparação entre as vazões para a configuração 3 ................. 52

Figura 4.7 - Comparação entre os casos 1 e 2 ........................................... 53

Figura 4.8 - Comparativo pressão dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010,

2020 ................................................................................................................. 54

Figura 4.9 - Comparativo temperatura dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010,

2020 ................................................................................................................. 55

Figura 4.10 - Comparativo viscosidade dos casos 1 e 2 nos anos 2000,

2010, 2020 ....................................................................................................... 57


xii Karynne Karolynne Furtado dos Santos

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1- Classificação do óleo ............................................................... 17

Tabela 3.1 - Composição original do fluído ................................................. 27

Tabela 3.2 - Propriedades do óleo .............................................................. 27

Tabela 3.3 - Características do óleo ........................................................... 27

Tabela 3.4 Composição dos Pseudocomponentes ..................................... 28

Tabela 3.5-Permeabilidade do sistema água-óleo ...................................... 33

Tabela 3.6-Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido ........................ 34

Tabela 3.7-Características do Reservatório ................................................ 36

Tabela 3.8-Condições operacionais do reservatório ................................... 38

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO


14 Karynne Karolynne Furtado dos Santos

1. INTRODUÇÃO

A crescente expansão de campos considerados não convencionais, levou a

indústria petrolífera a investir com mais afinco na produção de óleos pesados.

Inicialmente, essa alternativa se apresenta pouco atrativa visto que, além desse óleo

ter pouco valor comercial, ainda há uma série de fatores que dificultam seu

escoamento e portanto o seu transporte.

Recuperar óleos pesados, é bastante desafiador pois esses reservatórios

apresentam elevado grau de complexibilidade. Embora, haja bastante óleo no

interior das jazidas,apenas uma pequena parte na prática consegue ser

retirada(Rosa, 2006).

A produção desse óleo vem atrelada a aplicação de métodos que se mostrem

eficazes na sua recuperação.Há uma série de métodos que se destinam a suprir

esta necessidade, desse modo, o principal desafio enfretado pela industria é

escolher a melhor opção que forneça concomitantemente eficácia e custo beneficio.

Os métodos especiais de recuperação (térmicos, miscíveis, químicos entre

outros) atuam quando os métodos ditos convencionais nâo se apresentam mais

como um meio eficaz. As baixas recuperações dos processos convencionais são

devido aos aspectos de geologia da formação, altas viscosidades do óleo e elevadas

tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (Queiroz et al., 2005).

A diminuição das forças interfaciais são viabilizadas pelo uso de solventes (que

são hidrocarbonetos que atuam facilitando a produção de óleo pesado). Entretanto,

em uma ação isolada não se apresenta como uma alternativa viável em função do

alto custo. Quando injetado junto com o vapor o solvente vaporizado se condensa e

mistura-se com o óleo do reservatório criando uma zona de baixa viscosidade dessa

forma a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado é

melhorada conferindo melhor varrido, redução de caminhos preferenciais e portanto

melhor fator de recuperação (Shu e Hartman, 1998).

O presente trabalho apresenta um reservatório de óleo pesado e analisa a

aplicação combinada de um metodo térmico (injeção de vapor), com um método



miscível (injeção de solvente). É esperado que essa ação conjunta promova redução

da viscosidade e diminuição das forças interfaciais presentes, visando conferir

melhor varrido e fluidez do óleo.

Com o auxilio do uso de simuladores, foi possível realizar simulações a fim de,

analisar a sensibilidade de certos parâmetros como: distância entre poços, tipos de

fluidos injetados, porcentagens dos fluidos injetados, e entre outros, de modo que se

possa observar como se comportam e como respondem graficamente em termos de

produção acumulada e fator de recuperação ou seja , o quanto que essa alternativa

se apresenta como uma opção viável para o presente estudo.

Estruturalmente esta abordagem foi disposta em seis capítulos onde no primeiro

tem-se uma introdução, na sequência uma abordagem teórica, prosseguindo com os

materiais e métodos utilizados, logo em seguida, se revelam os resultados e as

discussões, em sequência as conclusões e recomendações e por fim, as referências

bibliográficas utilizadas.

1.1 OBJETIVOS

Desenvolver a área proposta usando o método de injeção contínua de vapor e

solvente (hexano e heptano), utilizando poços injetores e produtores, com o auxílio

do simulador STARS da CMG.

1.1. OBJETIVO ESPECÍFICO

Realizar um estudo das configurações operacionais do processo, tais como:

configuração de malhas, vazão de injeção, porcentagens de vapor e solvente, tipos

de solventes, entre outros.

CAPÍTULO 2

ASPECTOS TEÓRICOS



2. ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo, se faz necessário abordar certos conceitos de vital importância

para melhor entendimento do trabalho.

2.1 GRAU API DO ÓLEO

Para compreender conceitos já citados anteriormente como óleo pesado, é

necessário entender essa classificação que foi feita a partir da propriedade física da

densidade do petróleo, chamada de grau API, de acordo com o instituto americano

de petróleo.

Entrando com o valor da densidade do óleo na equação abaixo, é possível

estimar em qual categoria o óleo se apresenta.

°API =

Onde: γ = Gravidade ou densidade especifica do óleo (densidade do

óleo/densidade da água) nas condições padrão (14,7 psia e 60ºF).

A classificação é dada em quatro categorias distintas: óleo leve, mediano,

pesado e extrapesado conforme apresentado na Tabela 2.1.

Tabela 2.1- Classificação do óleo

Tipo de óleo Densidade API Leve ≤ 0,87 ≥ 31,1° Mediano 0,87 < ≤ 0,92 22 ≤ °API < 31

Pesado 0,92 < ≤ 1,00 10 < °API < 22

Extrapesado >1,00 °API ≤ 10 Fonte: ANP - 2014

Quanto maior for o grau API, mais leve o óleo será (ROSA et. al., 2011).

Portanto, menor teor de contaminantes ele terá e mais volátil será o que explica o

porquê do óleo leve ter maior valor comercial quando comparado ao óleo pesado.

Além do mais, se falarmos a respeito da extração, novamente o óleo leve se

apresenta como uma melhor alternativa visto que, quanto mais leve menos viscoso

esse óleo é, e, melhor será sua extração e produção diferindo assim do óleo pesado

que na maioria das vezes necessita de métodos de recuperação para a sua

produção.



2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO

Durante a vida inicial de cada reservatório, este tem a capacidade de elevar e

deslocar por meio de energia natural o óleo até o poço produtor. Essa capacidade é

denominada de recuperação primária. Em razão das elevadas viscosidades dos

óleos pesados, a recuperação primária nesses reservatórios é expressivamente

baixa (inferior a 6%) (BUTLER E MOKRYS, 1991).

Com o passar do tempo, a produção cai e com ela cai a pressão e a temperatura

fazendo com que esse reservatório necessite de uma energia extra que suplemente

essa produção.

Nesse contexto, surgem os métodos de recuperação suplementar que agem

dando suporte e aumentando a produção de óleo através de uma energia extra, não

oriunda do próprio reservatório com a finalidade de melhorar a mobilidade do fluido

dentro do reservatório.

A terminologia utilizada para esses métodos se baseia nos critérios que

envolvem confiabilidade e tecnologias. Para os métodos que envolvem tecnologias

já bem conhecidas e que oferecem elevado grau de confiança e eficácia na

aplicação, como é o caso da injeção de fluidos nomeiam-se métodos convencionais

de recuperação. Já aqueles que necessitam de uma tecnologia mais sofisticada

ainda não satisfatoriamente desenvolvida classificam-se como métodos especiais de

recuperação. (CURBELO, 2006).

Na Figura 2.1 ilustra-se um fluxograma com os principais métodos:



Figura 2.1 - Fluxograma dos métodos de recuperação

Fonte: Silva, 2013

Partindo dos métodos especiais, o presente estudo deu enfoque a uma categoria

de método térmico (injeção de vapor) e miscível (Injeção de solvente).

Os métodos especiais de recuperação são empregados para atuar nos pontos

onde o processo convencional não conseguiu atingir as taxas de recuperação

desejadas (Queiroz, 2006).

2.3 MÉTODOS TÉRMICOS

Graças aos métodos térmicos, foi possível viabilizar a produção de óleos

pesados em campos denominados não convencionais. A principal aplicação desse

método é a injeção de vapor, que vem se consagrando ao longo dos anos e se

revelando como uma alternativa economicamente viável auxiliando na recuperação

deste tipo de óleo. (QUEIROZ et. al. 2005).

Por meio do aquecimento do óleo, é esperado que quando se utilize o processo

de injeção de vapor, a viscosidade seja o parâmetro que sofra expressiva mudança

sendo essencialmente reduzida.



A classificação dos métodos térmicos engloba a injeção de fluidos quentes

podendo ser água ou vapor e a combustão in situ. Quando se quer diferenciar uma

categoria da outra se destaca que na injeção de fluidos, o calor é gerado na

superfície diferente da combustão in situ onde o calor é gerado no interior do

reservatório.

Segundo (GALVÃO, 2008), nos métodos térmicos onde se injeta fluidos quentes

a água é a matéria prima que vai gerar calor. Esta pode ser aquecida até atingir a

temperatura de vapor ou convertida em vapor. A fração em peso de água convertida

para fase vapor denomina-se qualidade do vapor. Após atingir a qualidade de 100%,

um sequencial fornecimento de calor aumenta a temperatura até produzir o que se

chama de vapor superaquecido.

Como dito anteriormente, a viscosidade sofre considerável redução com o

aquecimento do reservatório. Entretanto, na prática essa melhoria só ocorre de fato

nos intervalos iniciais. Após atingir certa temperatura, se ganha muito pouco no

decréscimo dessa propriedade. Vale ressaltar ainda, que as mais pronunciadas

reduções são observadas quando se tem óleos de grau API mais baixos e

geralmente mais viscosos. (ROSA ET. AL, 2005).

2.3.1 Injeção de Vapor

Consiste no processo de injetar vapor no interior do reservatório, objetivando

reduzir a viscosidade do fluido melhorando desta forma a mobilidade do mesmo e,

portanto a sua produção. Está subdividida em injeção contínua de vapor e injeção

cíclica.

A injeção continua de vapor como o próprio nome diz, consiste em injetar

continuamente o fluido. Além disso, tanto os processos de injeção e produção se

dão em poços distintos. Os processos de injeção cíclica são caracterizados pelo

aparecimento de três etapas não presente nos processos contínuos. Sendo elas

fase de injeção, fase de soaking (fechamento do poço) e por fim a fase de produção.

Vale ressaltar ainda, que diferentemente da injeção contínua, na cíclica tem-se

injeção e produção ocorrendo no mesmo poço (alternando entre si os processos)

O método de injeção de vapor ocorre segundo a Figura 2.2: quando uma zona de

vapor se forma ao redor do poço injetor, esta se expande com a contínua injeção do



fluido e nessa zona a temperatura é aproximadamente aquela a do vapor injetado.

Adiante do vapor, forma-se uma região condensada através da qual a temperatura

diminui.

Figura 2.2 - Injeção contínua de vapor

Fonte: Galvão, 2008

A quantidade de calor recebida e retida pela formação determina a resposta ao

processo de injeção de vapor. O crescimento rápido e continuado da zona de vapor,

resultando em alta vazão de deslocamento do óleo, requer que um mínimo de calor

seja perdido através das linhas de superfície, nos poços de injeção e para as

formações adjacentes. As perdas de calor nesse caso são função da temperatura de

injeção, das características do reservatório e do equipamento utilizado (Rosa et.al.,

2006).

Apesar da aparente eficácia do método, algumas condições devem ser

respeitadas para a melhor aplicabilidade do mesmo. Sendo elas as condições e as

características do reservatório, e as características do fluido. Por exemplo, segundo

(QUEIROZ, 2006), não é recomendável utilizar esse método em reservatórios muito

profundos devido as grandes perdas de calor.



Esperando minimizar as perdas de calor inerentes aos processos térmicos, uma

boa alternativa é injetar solvente sozinho ou junto com vapor visto que a viscosidade

do óleo também pode ser reduzida mediante a adição desses hidrocarbonetos.

(Azin, et. al.,2008).

2.3.2 Métodos Miscíveis

Quando se propõe a utilizar um método miscível, deseja-se que o fluido que foi

injetado possua miscibilidade com o óleo do reservatório (ou seja, quando os fluidos

se misturarem em todas as proporções formarem uma mistura homogênea) Tal feito

se faz relevante visto que na medida em que, quando se alcance a miscibilidade não

se faça presente tensões interfaciais, fazendo com que o óleo seja mais bem

deslocado até o poço produtor.

Esses métodos podem ser classificados em Miscível ao Primeiro Contato (MPC)

ou Miscível a Múltiplos Contatos (MMC), dependendo da maneira como a

miscibilidade é desenvolvida.

Quando a miscibilidade não ocorre no primeiro contato, o óleo e o solvente

injetado não são miscíveis nas condições de reservatório. Esse processo depende

da composição do óleo e do solvente e de suas eventuais modificações. À medida

que o solvente se move no reservatório os fluidos vão se tornando miscíveis.

Entretanto nem sempre é possível se alcançar essa miscibilidade.

Tal miscibilidade quando ocorrida com óleos brutos, por exemplo, não se

apresenta como uma alternativa economicamente viável por isso segundo (GREEN,

1998) o mais comum é que se injetem pequenas quantidades do solvente.

Quando os fluidos envolvidos são gases e líquidos, as interações entre eles são

chamadas de superficiais. Já quando essa interação ocorre apenas entre líquidos as

propriedades resultantes denominam-se interfaciais. Avaliar as forças interfaciais é

relevante na medida em que essas influenciam diretamente na eficácia da

recuperação do óleo. (ROSA et. al., 2005).

Nas recuperações de óleos pesado envolvendo processos de injeção de

solvente, a solubilidade molecular e a difusividade também tem influência direta nas

taxas de recuperação. Estes parâmetros dependem fortemente da pressão, da



temperatura da formação e das propriedades físico químicas do sistema. (LUO et.

al., 2007)

2.4 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS

Constitui-se de uma ferramenta imprescindível utilizada na engenharia de

petróleo com a finalidade de prever o comportamento dos reservatórios tendo como

fundamento as curvas de declínio, balanço de materiais e a teoria de Buckley-Levrett

(ROSA, et. al., 2006).

Outras competências segundo (COTIA 2012), afirmam que com essa ferramenta

é possível determinar a previsão da produção de água, óleo e gás do reservatório,

os melhores locais para se realizar a perfuração e entre outras.

CAPÍTULO 3

MATERIAIS E MÉTODOS

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2017.1


3. MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capítulo, foram abordados aspectos a respeito da metodologia utilizada no

desenvolvimento do trabalho, compreendendo desde modelagem do fluido até a

modelagem do reservatório. Para sucesso de tais desenvolvimentos, fez-se uso de

diversas ferramentas computacionais onde nela foi possível inserir dados referentes

às propriedades rocha-fluído, condições operacionais entre outros.

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS

Para realizar as modelagens de fluido e reservatório foram utilizadas as

ferramentas do simulador CMG (Computer Modeling Group). Sendo elas: Winprop,

Builder, Stars, Results Graph e Results 3D.

3.1.1 Winprop

O módulo Winprop garante a partir de dados inseridos, a modelagem do fluido

presente no interior do reservatório. Outras competências segundo BAUTISTA

(2010) envolvem:

• Agrupamento (“Lumping”) de componentes;

• Ajustes de dados de laboratórios através da regressão;

• Simulações de processos de contato múltiplos;

• Construção do diagrama de fases;

• Simulação de experimentos de laboratórios (Liberação diferencial, teste do

separador óleo-gás, etc).

Após a inserção de todos os dados a ferramenta winprop será responsável pela

geração de um arquivo de extensão (.str), constituindo o modelo de fluido que

posteriormente será inserido no módulo de outra ferramenta: o Builder.

3.1.2 Builder

Ferramenta responsável pela criação e modelagem do reservatório a partir de

dados como: descrição do modelo do reservatório, propriedades rocha-fluido,



condições iniciais, características do fluido, modelo numérico, criação e configuração

dos poços.

3.1.3 STARS

O STARS (STEAM, THERMAL AND ADVANCED PROCESSES RESERVOIR

SIMULATION) é um simulador trifásico de múltiplos componentes que tem como

objetivo simular recuperações utilizando o método térmico, por exemplo: injeção

contínua e cíclica de vapor, combustão in situ, além de processos que podem conter

aditivos químicos, nele é possível utilizar variedades de sistemas de malha, podem

ser cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura variáveis, também pode

variar a porosidade, pode ser realizado na escala de laboratório ou de campo

(BARILLAS, 2005)

3.1.4 Results Graph e 3D

O Results Graph e o Results 3D são ferramentas de pós-processamento para

gerar os resultados em 2D e 3D respectivamente (CMG, 2007).

A partir de arquivos de extensão (.irf) gerados, é possível observar o

comportamento de certos parâmetros de vital importância para o desenvolvimento

do trabalho como: saturação dos componentes óleo, água, gás, pressão,

viscosidade entre outros em formato 2 ou 3D a partir do (Results 3D), ou ainda obter

informações gráficas a respeito de produção acumulada, fator de recuperação,

vazão de óleo entre outros(Results Graph).

3.2 MODELAGEM DO FLUIDO

A partir do módulo do Winprop, foi elaborado o modelo de fluido. Para isso foram

inseridos dados como: composição do fluido do reservatório, fator volume formação

do óleo, densidade do óleo em função da pressão, viscosidade, grau API, massa

específica do óleo entre outros. As tabelas Tabela 3.1, Tabela 3.2 e Tabela 3.3

trazem informações a respeito da composição original do fluido, e das características

e propriedades do óleo.



Tabela 3.1 - Composição original do fluído

Componentes Composição (%) Componentes Composição (%)

Co2 0,45 C9 0,04

N2 0,27 C10 0,12

C1 9,91 C11 0,63

C2 0,18 C12 0,73

C3 0,27 C13 1,39

iC4 0,10 C14 1,06

nC4 0,13 C15 2,73

iC5 0,04 C16 1,41

nc5 0,05 C17 2,15

C6 0,05 C18 1,53

C7 0,07 C19 4,03

C8 0,10 C20+ 71,58 Fonte: Do Autor

Propriedades do óleo

Tabela 3.2 - Propriedades do óleo

Densidade do gás 0,7010

Massa molecular C20+ 543

Densidade C20+ 0,9763

Grau API 16,76

Coeficiente de expansão térmica do óleo 6,8845 X 10-4 1/°C Fonte: Do Autor

Características do óleo

Tabela 3.3 - Características do óleo

Pressão (Kgf/cm

2)

g/cm3) Bo

(m3/m

3Std)

Rs (m

3/m

3Std)

(cP)

71,03 0,936 1,0241 6,35 819,2

61,03 0,935 1,0254 6,35 794,4

51,03 0,934 1,0268 6,35 769,6

41,03 0,933 1,0282 6,35 741,6

27,03 0,933 1,0304 6,35 706,2

16,03 0,936 1,0240 3,87 816,3

1,03 0,941 1,0138 0 1121,1 Fonte: Do Autor



Com a finalidade de acelerar o processo da simulação se fez necessário realizar

um agrupamento dos componentes transformando um sistema de multicomponentes

em pseudocomponentes. Tal feito foi permitido mediante ao uso do “Lumping”

ferramenta disponível no módulo do Winprop que possibilita a criação desse novo

grupo de componentes. Assim sendo, a Tabela 3.4 dispõe como se configurou o

agrupamento realizado e nela: é possível notar a presença de maior proporção dos

componentes C40+ corroborando assim, a alta viscosidade do óleo.

Tabela 3.4 Composição dos Pseudocomponentes

Componentes Fração Molar

CO2-N2 0.0071949367

CH4-CH3 0.10352714

IC4-C5 0.0026981013

C6-C19 0.17077982

C20-C30 0.31073599

C31-C39 0.15084183

C40+ 0.25422218

Fonte: Do Autor

Tendo em posse os dados do sistema de multicomponentes e

pseudocomponentes, foi possível construir um envelope de fases para ambos os

sistemas. Este envelope se encontra na Figura 3.1 onde nota-se a correspondência

entre o envelope de fase do sistema de pseucomponentes em relação à formação

original do fluido. Dessa forma, é possível utilizar o sistema de pseudocomponentes

na modelagem do fluido do reservatório.



Figura 3.1 - Diagrama de fases

Fonte: Do Autor

A Figura 3.2: apresenta o ajuste da viscosidade em função da pressão para o

óleo e para o gás, obtida após a regressão realizada para a modelagem do fluido na

ferramenta do Winprop.



Figura 3.2 - Ajuste da viscosidade após a regressão

Fonte: Do Autor

E na Figura 3.3 é possível observar que à medida que a temperatura se eleva, a

viscosidade se reduz substancialmente fato este presente quando se trabalha com

métodos térmicos.



Figura 3.3- Curva da viscosidade do óleo em função da temperatura

Fonte: Do Autor

3.2.1 Influência do Solvente

O solvente injetado no reservatório juntamente com o vapor foram o C6(C6H14) e

o C7(C7H16). A escolha destes pode ser creditada a influência de diversos fatores

como: pressão, temperatura, peso molecular, solubilidade entre outros.

A Figura 3.4 e a Figura 3.5, mostra o comportamento da viscosidade em relação

com a temperatura com a presença do solvente C6 e C7 respectivamente.



Figura 3.4 Curva da viscosidade do óleo com a influência do solvente C6 em função da temperatura

Fonte: Do Autor

Figura 3.5 Curva da viscosidade com influência do solvente C7 em função da temperatura

Fonte: Do Autor



Ambas as imagens retratam que a viscosidade também vai decrescendo

expressivamente com a diminuição da temperatura.

3.2.2 Interação rocha-fluido

Nas tabelas Tabela 3.5 e Tabela 3.6 e encontram-se dados a respeito das

permeabilidades relativas e pressões capilares dos sistemas água-óleo/ líquido-gás

Tabela 3.5-Permeabilidade do sistema água-óleo

Sw1 Krw Krow Pcow

0,29 0 0,9 2,416

0,3176 0,0016 0,8285 1,697

0,3452 0,0044 0,758 1,229

0,3728 0,008 0,6886 0,913

0,4004 0,0124 0,6203 0,694

0,4281 0,0173 0,5533 0,537

0,4557 0,0228 0,4876 0,423

0,4833 0,0287 0,4233 0,338

0,5109 0,035 0,3607 0,273

0,5385 0,0418 0,2997 0,224

0,5661 0,049 0,2409 0,185

0,5937 0,0565 0,1843 0,154

0,6213 0,0644 0,1305 0,13

0,6489 0,0726 0,0802 0,11

0,6766 0,0812 0,0349 0,094

0,7042 0,09 0 0,081

1 0,3 0 0,022 Fonte: Do Autor



Tabela 3.6-Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido

SI1 Krg Krog Pcgo

0,71 0,45 0 0,1441

0,7293 0,406 0,0139 0,1307

0,7487 0,363 0,0395 0,1188

0,768 0,322 0,0726 0,1083

0,7777 0,283 0,1117 0,0989

0,797 0,245 0,1564 0,0906

0,8163 0,209 0,2048 0,0831

0,8357 0,175 0,2587 0,0764

0,855 0,143 0,3161 0,0703

0,8743 0,114 0,3769 0,0649

0,8937 0,0866 0,4421 0,06

0,913 0,062 0,5096 0,0555

0,9227 0,0402 0,5805 0,0515

0,942 0,0219 0,6547 0,0478

0,9613 0,0077 0,7313 0,0444

0,9807 0 0,8111 0,0414

1 0 0,9 0,0384 Fonte: Do Autor

Onde Sl1 é a saturação do líquido, Krg é a permeabilidade relativa do gás, Krog é

a permeabilidade relativa do sistema gás-óleo e Pcgo é a pressão capilar do sistema

gás-óleo.

3.3 MODELAGEM FÍSICA DO RESERVATÓRIO

O modelo físico do reservatório dispõe de dimensões 1000 x 750 x 46 disposto

em um sistema de coordenadas cartesianas nas direções (x, y, z). A Figura 3.6

mostra uma vista 3D do reservatório.



Figura 3.6 - Vista 3D do reservatório

Fonte: Do Autor



Dados referentes as características do reservatório podem ser observados na Tabela 3-7.

Tabela 3.7-Características do Reservatório

Contato água-óleo 230m

Porosidade @ 287 psi 0,25

Permeabilidade Horizontal (kh) 1050mD

Permeabilidade Vertical (kv) 0,12*kh

Compressibilidade da formação @ 287 psi

7x10-81/psi

Pressão de Referência 287 psi@198m

Espessura da última camada 20m

Temperatura inicial do reservatório

38°C

Topo do reservatório 198m

Capacidade calorífica volumétrica da formação

2,437x106J/m3/-K

Condutividade térmica da rocha 2,74x105 J/m-dia-C

Condutividade térmica da fase água

5,35x104 J/m-dia-K

Condutividade térmica da fase óleo

1,15x104 J/m-dia-K

Condutividade térmica da fase gás

3900 J/m-dia-C

Capacidade calorifica volumétrica da formação Overburden e Underburden

2,347x106 J/m3/-K

Condutividades térmicas Overburden e Underburden

1,496x105

Fonte: Do Autor

3.3.1 Refinamento do Reservatório

Inicialmente foram fornecidas curvas de nível conforme a Figura 3.7 para

posteriormente realizar a modelagem do reservatório



Figura 3.7-Vista areal original do reservatório

Fonte: Do Autor

Durante a realização do refinamento, foi necessário dividir o reservatório em até

dez mil blocos. Ficando assim com 31 blocos de 32.26m no eixo x, 29 blocos de

25.86 no eixo y e 11 blocos de 2.6m e 1 bloco de 20m no eixo z totalizando 9889

blocos.



3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS

Durante a modelagem do reservatório foi preciso definir as condições

operacionais dos poços. Estes dados se encontram na Tabela 3.8.

Tabela 3.8-Condições operacionais do reservatório

Temperatura dos fluidos injetados (vapor+solvente)

286.87°C

Qualidade do Vapor 0.6

Pressão máxima do poço injetor 7200 kpa

Pressão mínima do poço produtor

197kpa

Vazão de injeção 10m3/d inicialmente

Tempo do projeto 20 anos Fonte: Do Autor

3.5 DEFINIÇÃO DO MODELO BASE

Após a definição dos modelos de fluido e reservatório respectivamente, tornou-se

necessário definir uma configuração inicial que foi chamada de modelo base para

que posteriormente se possa realizar modificações e aperfeiçoamentos. Nesta, foi

definida uma configuração caracterizada por: uma malha nine spot normal com

vazão inicial de 10 m3/d e 5% de solvente C6 distando os poços horizontalmente

cerca de 300m. As Figura 3.8 e Figura 3.9 mostram imagens com as vistas IJ e 3D

mostrando como esses poços foram inicialmente distribuídos.

Esta configuração foi analisada em três cenários variando as porcentagens de

solvente C6 em cada um sendo respectivamente 5,10 e 15% de C6.



Figura 3.8 Vista Ij da distribuição dos poços do modelo base

Fonte: Do Autor

Figura 3.9 Vista 3D do modelo base

Fonte: Do Auto



Depois de uma definição prévia de um modelo inicial foi visto onde estariam

localizadas as regiões de óleo através da imagem da saturação de óleo, para que

dessa forma fosse possível observar os locais mais favoráveis para colocar os

poços.

Figura 3.10 Saturação de óleo no reservatório na vista 3D

Fonte: Do Autor

3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS

Além do modelo inicial previamente definido no presente estudo, foi elaborado

outras duas configurações objetivando sempre aperfeiçoar o modelo original a partir

de análise dos parâmetros de vazões de injeção, porcentagens de vapor e solvente,

distância entre poços e configuração das malhas.

3.6.1 Configuração 2

Nesta configuração foi mantida a malha do modelo base, entretanto, a distância

horizontal entre os poços foi diminuída ficando aproximadamente 200m. Quanto as

condições operacionais, foi mantido o intervalo de vazões sendo 10 m3/d

inicialmente até 50m3/d. Diferentemente da configuração 1, não houve variação na



taxa de solvente ficando fixa em 10% de C6. A Figura 3.11 mostra a vista em dois

formatos.

Figura 3.11 Vista IJ e 3D da configuração 2

Fonte: Do Autor

3.6.2 Configuração 3

Uma nova proposta foi optar pela mudança de malha distribuindo mais poços em

toda área do reservatório. Nesta configuração, portanto, foi elaborado um modelo de

quatro malhas Five spot normal com nove poços injetores e quatro poços

produtores. A distância horizontal entre os poços foi de cerca de 300m. Com relação

às condições operacionais foi mantida a porcentagem de 10% de C 6 e as mesmas

taxas de vazões.



Figura 3.12 Vista IJ E 3D das configurações 3 e 4

Fonte: Do Autor

Posteriormente a configuração 3, teve seu solvente alterado visando uma

proposta de melhoria. Logo, foi mantida a mesma malha, as mesmas condições

operacionais, mudando apenas o tipo de solvente injetado sendo agora o C7, mas

na mesma proporção da configuração anterior de 10%.

3.7 METODOLOGIA

Durante a execução do trabalho foram desenvolvidas diversas configurações a

fim de compará-las entre si a partir da análise de alguns parâmetros como: a

distância entre os poços, vazão de injeção, produção acumulada entre outros e em

sequência, determinar o modelo padrão que seria utilizado como base para

posteriores modificações e aperfeiçoamentos. Assim sendo, a elaboração do

presente trabalho se constituiu de:

Modelagem do fluído;

Modelagem do reservatório;

Desenvolvimento de uma configuração inicial (Modelo base);

A partir da configuração inicial, foram desenvolvidas outras duas;

Escolha da melhor configuração;

Aperfeiçoamentos da melhor configuração.

CAPÍTULO 4

RESULTADOS E DISCUSSÕES



4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo são revelados os resultados e discussões a respeito das

respostas obtidas através das simulações onde foi analisada a influência dos

parâmetros operacionais na aplicabilidade do método em estudo.

4.1 ANÁLISE DOS PARÂMETROS OPERACIONAIS

Foram desenvolvidas diversas configurações a partir de simulações,

objetivando avaliar a eficiência do método a partir da influência da distância

entre os poços, vazões de injeção, porcentagens de vapor e solvente injetados

e tipos de solventes a fim de mensurar como estes parâmetros respondem em

termo de produção acumulada de óleo e fator de recuperação.

Durante a realização dos cálculos da produção acumulada foi necessário

retirar todo solvente injetado para evitar que se acentue o volume de óleo

produzido

Para cálculos de fator de recuperação o volume original do reservatório

(VOIP) utilizado foi de 2.188.000 m3std.

Então:

( ) ( ) ( )

( )

4.1.1 Comparativo entre a Recuperação Primária e o modelo base

Como visto anteriormente, a recuperação primária corresponde à

capacidade dos reservatórios utilizarem sua própria energia para produzir seus

fluidos. Mas nem sempre essa recuperação é eficiente, fazendo necessário

aplicar outros métodos que suplementem essa produção.



Em virtude desse fato, foi feita uma análise entre a recuperação

primária e o modelo base. Tal análise vem atestar a necessidade ou não, que o

reservatório tem em fazer uso de um método de recuperação que contenha

uma energia não oriunda da própria formação.

A Figura 4.1 mostra o comparativo do comportamento do reservatório

quando não há injeção de vapor e solvente, ou seja, na condição de

recuperação primária, e quando há aplicação do método. Nela são mostrados

os valores de produção acumulada em função do tempo e fator de recuperação

Para a comparação descrita, foi injetada no modelo base inicialmente uma

taxa de 5% de solvente C6 e 95% de vapor com uma vazão de 10 m3/d com a

finalidade de perceber como o reservatório se comportava com uma pequena

adição de solvente combinada com vapor.

Figura 4.1 Análise entre a recuperação primária e o modelo base

Fonte: Do Autor

Infere-se a partir do gráfico da Figura 4.1, que esse reservatório: não produz

óleo em quantidades suficiente por meio de sua energia natural. Quando se

injeta a menor quantidade de solvente combinado com vapor, o reservatório já



responde um pouco melhor em termos de produção acumulada quando

comparado com a recuperação primária. De acordo com o gráfico, quando se

compara uma com a outra, há um incremento na produção de cerca de 31240

m3/d, indicando assim a necessidade da aplicação de um método de

recuperação suplementar.

Apesar disto, as porcentagens de fator de recuperação contidas no gráfico,

revelam uma recuperação excessivamente baixa indicando que esta

configuração não é satisfatória.

4.2 INFLUÊNCIA DA DISTÂNCIA ENTRE OS POÇOS

A distância entre poços é um dos parâmetros essenciais que interferem

diretamente na produção de óleo. Tal parâmetro se mostra relevante visto que

quanto mais próximos os poços estiverem, mais rapidamente o óleo é

deslocado até o poço produtor. Com isso, ocorre aumento do varrido e,

portanto aumento da produção.

Entende-se por aumentar o varrido, aumentar a quantidade de óleo

deslocada que acontece devido à redução da viscosidade fato este, ocorrido

em razão da eficácia da aplicabilidade da junção do método térmico com o

miscível.

A Figura 4.2 denota a influência que a redução das distâncias horizontais

teve sobre a produção acumulada e o fator de recuperação.



Figura 4.2 Análise sobre a influência das distancias entre os poços

Fonte: Do Autor

A partir da Figura 4.2, observa-se que quando a distância horizontal entre

os poços foi diminuída, os resultados na produção de óleo foram

consideravelmente mais positivos.

Com a distancia menor, a produção acumulada pra um cenário de 10% de

solvente C6 e 90% de vapor com uma vazão de 10m3/d foi incrementada em

aproximadamente 521781.5706 m3/d.

A Figura 4.3, traz imagens em 3D do parâmetro da viscosidade a fim de

justificar a melhora da configuração 2 em relação a configuração 1.



Figura 4.3 Comparativo entre o caso 1 e 2 para a viscosidade

Fonte: Do Autor

Na configuração 2, a aplicação do método se mostra mais eficiente em

relação a configuração 1. Quando o solvente entrou em contato com o óleo, a

condição de miscibilidade foi alcançada fazendo com que assim a viscosidade

fosse reduzida. No cenário da data 01/01/2000, a viscosidade era de cerca de

897cp. À medida que o solvente e o vapor injetado foram se misturando com o

óleo, este foi diluído graças à redução das forças viscosas e capilares fazendo

com que, ao final do projeto a viscosidade chegasse a atingir valores próximos



de 90cp na região superior do reservatório indicando assim, que uma parcela

de óleo significativa teve sua viscosidade diminuída.

O mesmo não se observa na configuração1, onde a aplicação do método

não se mostrou muito benéfica. Quando se analisa os três cenários nas

respectivas datas de 2000, 2010 e 2020, observa-se que uma menor parte do

óleo teve uma redução sensível da viscosidade. A ineficácia da aplicabilidade

do método pode ser devido à presença do solvente no reservatório, ficando

este retido em seu interior evitando assim a sua expansão e mobilidade por

todo o reservatório.

4.3 INFLUÊNCIA DO TIPO DE SOLVENTE INJETADO

Quando se trabalha com métodos que envolvam injeção de solvente, deve-

se ater além da eficácia que este proporciona os custos envolvidos durante a

sua aplicação. Por isso, como já foi discutido, é usual coinjeta-lo com outro

fluido como vapor.

Para o estudo feito, optou-se por analisar a influência de dois tipos de

solvente o C 6 (hexano) e o C 7 (heptano). Para um cenário de 10% de C 6 e

10% de C7 na configuração 3, com vazão máxima de 50m3/d, os resultados

em termos de produção acumulada e fator de recuperação são mostrados na

Figura 4.4.



Figura 4.4 Análise da influência do tipo de solvente

Fonte: Do Autor

A Figura 4.4 infere maior produção acumulada de óleo e fator de

recuperação para a configuração 3 que teve como fluido injetado o C6. Tal

sucesso pode ser atribuído a miscibilidade alcançada entre o solvente e o óleo.

Outros fatores responsáveis por esse fato podem estar relacionados às

condições de pressão e temperatura em que se encontra o reservatório. O que

permite que o C 6 se misture ao óleo da formação reduzindo as forças viscosas

e capilares presentes melhorando o varrido. A diferença da produção de óleo

entre os dois foi em torno de 240.827,5465m3/d.

4.4 ANÁLISE ENTRE TODAS AS CONFIGURAÇÕES REALIZADAS

Depois de realizadas todas as configurações para a elaboração do presente

trabalho, fez-se, necessário compará-las a fim de escolher o melhor modelo. A

Figura 4-5 mostra o comparativo realizado entre as configurações. Em todas as

configurações foi utilizada uma vazão de 30m3/d.



Figura 4.5 Análise entre todas as configurações desenvolvidas

Fonte: Do Autor

De acordo com a Figura 4.5, a configuração que ofereceu melhor valor de

produção acumulada e fator de recuperação foi a de número 3 no cenário de

10% de solvente C6 para uma vazão intermediária de Q= 30m3/d. Entretanto,

uma análise durante os tempos iniciais mostra uma antecipação do banco de

óleo, para a configuração 2. A melhora da configuração 3 sobre a 2 ocorre já

nos tempos finais do projeto.

Credita-se tal sucesso ao conjunto da escolha de melhor configuração de

poços, tipo de solvente e porcentagem de vapor e solvente.

4.5 INFLUÊNCIA DAS VAZÕES DE INJEÇÃO

Uma vez escolhida a melhor configuração, deve-se analisar a melhor vazão,

que ofereça maior valor de produção acumulada e fator de recuperação. Feito

isto, foi feita uma análise que mostra a comparação entre o menor e o maior

fator de recuperação de todas as configurações realizadas no decorrer do

trabalho.



A Figura 4.6 mostra as curvas e de produção acumulada em função do

tempo acompanhada de seus valores de fator de recuperação para a melhor

configuração, com um intervalo de vazão de 10 a 50 m3/d.

Figura 4.6 Comparação entre as vazões para a configuração 3

Fonte: Do Autor

Pode-se constatar a partir da Figura 4.6 Comparação entre as vazões

para a configuração 3, que quanto maior a vazão, maior a produção

acumulada visto que, mais massa está sendo injetada no reservatório. O que

leva a um maior deslocamento do óleo até o poço produtor. Isso se torna

verdade quando, partindo do conceito de entalpia, que corresponde a uma

relação de massa por energia, quanto mais massa se injeta, mais calor está

sendo colocado no reservatório e este, é o responsável direto pela diminuição

da viscosidade do fluído e, portanto pelo seu deslocamento.

Esse deslocamento acontece porque quando se injeta o vapor junto com o

solvente ocorre um aquecimento no reservatório e nos fluidos existentes em

seu interior. Com o aquecimento, vem à redução das forças capilares e

viscosas fazendo com que o óleo seja varrido com mais facilidade.



4.6 COMPARATIVO ENTRE O MENOR E O MAIOR FATOR DE

RECUPERAÇÃO

Após escolhida a melhor configuração foi realizado a última comparação

que atesta a importância dos aperfeiçoamentos realizados no decorrer do

presente trabalho. A comparação entre as configurações 1 e 3 em um cenário

de 10% de solvente C 6 para a melhor vazão de Q=50m3/d, reflete fielmente o

incremento de um fator de recuperação sobre o outro.

Objetivando esclarecer os principais fatores que fizeram da configuração 1

o pior caso, deve-se ater a outras propriedades que influenciam diretamente na

produção acumulada de óleo. Sendo essas: pressão, temperatura e

viscosidade. Para a comparação em questão serão denominadas as

configurações 1 e 3 como caso 1 e caso 2, respectivamente. Ao final das

análises é esperado que seja elucidado o comportamento distinto entre ambos

casos.

A Figura 4.7 mostra as curvas de produção acumulada e seus respectivos

valores de recuperação para ambos os casos. Em seguida temos a Figura 4.8,

Figura 4.9 e Figura 4.10 que apresenta uma comparação em três datas

distintas 2000, 2010 e 2020 na vista 3D das respectivas propriedades citadas.

Figura 4.7 - Comparação entre os casos 1 e 2

Fonte: Do Autor



Infere-se através da Figura 4.7, uma baixa produção acumulada de óleo e

consequentemente, um baixo fator de recuperação para o caso 1. De acordo

com o gráfico a produção acumulada do caso 1 não chega nem a metade da

capacidade de produção do caso 2. Tal constatação advém do insucesso

quanto à eficácia de alguns parâmetros já citados anteriormente

Figura 4.8 - Comparativo pressão dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020

Fonte: Do Autor



Para um reservatório produzir, é necessário que a pressão vá caindo ao

longo do tempo visto que a produção de óleo está associada à descompressão

dos fluídos. Quando se analisa tal propriedade no caso 1, vê-se que o

comportamento da pressão destoa daquele que é esperado aumentando assim

expressivamente com o passar do tempo, caracterizando um problema de

injetividade no qual compromete a produção do fluido.

Diferentemente do caso 1, o caso 2 se apresenta bastante eficaz, a

pressão vai caindo ao longo do tempo, garantido que ocorra produção de

fluidos, a viscosidade diminui substancialmente com o aumento da temperatura

e com isso uma maior quantidade de óleo é varrida até o poço produtor.



Figura 4.9 - Comparativo temperatura dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020

Fonte: Do Autor



Figura 4.10 - Comparativo viscosidade dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020

Fonte: Do Autor

.

É esperado com a aplicação de um método térmico combinada com um

método miscível, que a viscosidade seja o parâmetro que sofra maior mudança

expressiva com o aumento da temperatura. Desta forma, a diminuição da

viscosidade proporciona um melhor deslocamento do óleo até o poço produtor

aumentando assim o seu varrido e, portanto a sua produção.

Apesar de todo o benefício que o método se propõe, vê-se que não obteve

sucesso no caso 1 nem pra maior vazão de injeção que se utilizasse. Tal

constatação é reflexo dos números expressos nos gráficos de produção

acumulada e fator de recuperação do caso 1 sendo expressivamente baixos.



Credita-se essa melhora significativa, a combinação da configuração de

poços mais adequada em conjunto com a adição do solvente e vapor no

interior do reservatório que atingiu uma maior área de expansão reduzindo

assim a viscosidade de uma maior parcela de óleo.

CAPÍTULO 5

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES


5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Nesta seção foram abordadas algumas conclusões referentes a esse

trabalho com base nos resultados obtidos e, além disso, foram feitas sugestões

de recomendações para aperfeiçoar ainda mais o projeto.

5.1 CONCLUSÕES

As conclusões obtidas são:

• Quando se deseja recuperar óleos pesados, a aplicação de um método

térmico combinada com um método miscível se mostra eficiente aumentando a

produção acumulada de óleo.

• Na comparação entre a configuração 1 e 2, a dois se mostra mais eficiente

em razão de possuir menor distância horizontal entre poços o que antecipa a

chegada do banco de óleo ao poço produtor;

•Na análise entre os dois tipos de solventes trabalhados no decorrer do projeto,

o C6 se mostrou mais eficiente quando comparado com o C7 por apresentar

maior miscibilidade com o fluido da formação;

• A escolha pela melhor configuração: malha 4 FIVES-SPOT, Q=50m3/d,

DH=200m injetando 10% de solvente C6 e 90% de vapor, ofereceu os melhores

valores de produção acumulada e fator de recuperação.

•A escolha da melhor vazão foi creditada a maior taxa de injeção Q=50m3/d,

em virtude de estar injetando mais massa no reservatório;

•O incremento do fator de recuperação do caso 2 em relação ao caso 1 foi

devido a melhor escolha dos parâmetros de: configurações de malhas, menor

distancia horizontal entre os poços e tipos de fluidos.

5.2 RECOMENDAÇÕES

Algumas recomendações para trabalhos futuros são:

• Estudar o método mantendo a vazão de vapor constante, e mudando a

porcentagem de solvente.


• Fazer uma análise com poços horizontais aplicando o método VAPEX.

• Não injetar solvente durante todo o tempo do projeto, evitando a produção

excessiva do mesmo.

• Fazer um estudo com outros tipos de solventes.

• Realizar um estudo técnico econômico objetivando analisar a viabilidade

econômica do projeto.


CAPÍTULO 6

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS



6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AZIN, Reza; et.al. Simulation study of the VAPEX process in fractured heavy oil

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TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO - monografias.ufrn.br · Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela