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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA - CT

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE

ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS

Kilvia Lisanna Lima Rodrigues

Orientadora: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN

ii

KILVIA LISANNA LIMA RODRIGUES

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE

ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS

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.

Orientadora: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Novembro de 2016

iv

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais

Silvia Ferreira de Lima Rodrigues e

José Ivanildo Rodrigues pelo apoio e

amor incondicional e por sempre

me incentivarem a correr atrás dos

meus sonhos. Foi por vocês essa conquista

sem vocês isso não seria possível.

v

AGRADECIMENTOS

Primeiramente a Deus por ter me abençoado e guiado minha vida, pois sem

ele eu não seria nada.

Aos meus pais Silvia Ferreira de Lima Rodrigues e José Ivanildo Rodrigues,

vocês são meu porto seguro, aqueles que eu sei que sempre estarão olhando por

mim, sinto orgulho em ser filha de vocês, obrigada por todo investimento na minha

educação. Ao meu irmão, Odlinavi Luizinácio Lima Rodrigues, in memoriam, que

mesmo sem estar presente fisicamente eu sei que está sempre comigo me

protegendo e a minha irmã Karina Kátia por todo carinho que me dá sempre que a

gente se encontra.

À minha professora orientadora, Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo

ensinamento que me passou nas aulas e como sua orientanda, por ter confiado em

mim e por ter tido paciência para me ajudar sempre que estava com dúvidas.

Aos meus avós Francisca Barbosa Rodrigues e Luiz Ferreira de Lima, as

minhas tias Neuma Dantas, Erineide dos Santos, e Conceição de Lima, e as minhas

primas Carol Dantas, Cinthia Cibelle, Siliana Souza e Fernanda Eloyse pelas

conversas jogadas fora e momentos de alegria, e por estarem presentes em todos

os momentos da minha vida.

À todos os professores da engenharia de petróleo pelos conhecimentos

passados.

À irmã que C&T me deu, Karynne Karolynne, pois esteve presente em

diversos momentos da minha vida, me aconselhando e não me deixando só quando

eu precisei obrigada por me aturar nos meus piores e melhores momentos.

A Felipe Nunes que apesar do pouco tempo fez uma diferença enorme na

minha vida me trouxe paz com suas palavras de apoio e me ajudou nos momentos

em que precisei, obrigada por tudo.

Aos amigos que a UFRN me presenteou Tarsis, Luana e Fernanda por me

aturarem nos momentos de alegria e principalmente nos de angústia, obrigada pelas

horas jogando conversa fora, pelas loucuras antes e depois de provas, por tudo,

quero levar vocês pra sempre comigo.

Aos meus amigos de Santa Cruz, em especial, Luciana Pinheiro, pelos

momentos de descontração, que não foram poucos, obrigada pelos conselhos e por

estar sempre presente mesmo longe.

Aos meus amigos de Natal, Isabelle Marina, Lucas Frazão e Gabriela Castro

pelas saídas para aliviar os momentos de tensão.

vi

Aos colegas que ficaram no laboratório pelos momentos de risadas durante

esse semestre.

À CMG pela licença do simulador de reservatórios concedida.

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

aulas.

Muito obrigada a todos!

vii

RODRIGUES, Kilvia Lisanna Lima - ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE

VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADOS, USANDO POÇOS

VERTICAIS E HORIZONTAIS. Trabalho de conclusão de curso, Curso de

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

Brasil.

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

RESUMO

No Brasil, boa parte dos reservatórios são de óleos pesados, esses reservatórios

que possuem inicialmente, uma energia capaz de elevar o fluido naturalmente, mas

com o passar do tempo de produção essa energia se dissipa e, por causa disso, são

analisados métodos para recuperar esse óleo que ainda fica retido. Para óleos com

a viscosidade elevada, o método que é bastante utilizado é o método térmico

através da injeção de vapor, que têm como objetivo aumentar a temperatura do óleo,

a fim de reduzir a sua viscosidade melhorando assim o escoamento. Esse trabalho

tem como objetivo analisar a influência da injeção de vapor utilizando diferentes

poços injetores (verticais e horizontais) e produtores (horizontais), no trabalho foram

analisados dois casos sendo um com apenas poços horizontais e o outro com poços

injetores verticais e produtores horizontais. Foi realizada uma simulação numérica

no simulador STARS da Computer Modeling Group (CMG) na versão 2012.1. Entre

todas as configurações analisadas do caso 1 a que se tornou mais eficiente foi a

configuração com 4 PARES – DV = 4 m e DH – 87,93 m apresentação um fator de

recuperação de 21%, nas configurações para o caso 2 a mais eficiente foi a com 9

injetores verticais e 2 produtores horizontais atingindo um fator de recuperação de

aproximadamente 39%, os dois foram comparados entre si e quando se trata de

recuperação a configuração do caso 2 foi melhor, mas para garantir a exatidão da

melhor configuração é necessário uma análise técnico-econômica atestando a

viabilidade da mesma.

Palavras-chave: óleos pesados, método térmico, injeção de vapor, simulação

numérica, poços verticais e horizontais.

viii

RODRIGUES, Kilvia Lisanna Lima – STUDY OF THE STEAM INJECTION

PROCESS IN HEAVY OIL RESERVOIRS, USING VERTICAL AND HORIZONTAL

WELLS. Final paper, Petroleum Engineering course, Federal University of Rio

Grande do Norte. Natal – RN, Brasil.

Tutor: Prof.ª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

In Brazil, most of the reservoirs are heavy oils, some reservoirs that initially have an

energy capable of raising the fluid naturally, but with the passage of time of

production this energy dissipates and, because of this, methods are analyzed to

recover the oil that is still retained. For oils with high viscosity, the method that is

widely used is the thermal method through the injection of steam, which aim to

increase the temperature of the oil, in order to reduce its viscosity thereby improving

the flow. The objective of this work was to analyze the influence of steam injection

using different injection wells (vertical and horizontal) and producers (horizontal), in

the work were analyzed two cases being one with only horizontal wells and the other

with vertical injectors and horizontal producers. A numerical simulation was

performed on the Computer Modeling Group (CMG) simulator STARS in the 2012.1

version. Among all the analyzed configurations of case 1 that became more efficient

was the configuration with 4 PARES - DV = 4 and DH - 87.93 m presenting a

recovery factor of 21%, in the configurations for case 2 the most efficient was A with

9 vertical injectors and 2 horizontal producers achieving a recovery factor of

approximately 39%, the two were compared to each other and when it comes to

recovery the configuration of case 2 was better, but to ensure the accuracy of the

best configuration, a Technical-economic analysis attesting the feasibility of the

same.

Keywords: heavy oils, thermal method, steam injection, numerical simulation, vertical

and horizontal wells.

ix

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

1.1 OBJETIVO GERAL ........................................................................................ 3

1.2 OBJETIVO ESPECÍFICO ............................................................................... 3

2. ASPECTOS TEÓRICOS ...................................................................................... 4

2.1 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO ......................................................................... 4

2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR ....................................... 5

2.3 MÉTODOS TÉRMICOS ................................................................................. 6

2.3.1 Injeção de vapor .................................................................................... 6

2.3.2 Combustão in situ ................................................................................. 9

2.4 INJEÇÃO DE VAPOR POR DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDA

(SAGD) .................................................................................................................. 10

2.5 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS ...................................... 11

3. MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................................. 13

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ......................................................... 13

3.1.1 WinProp – CMG .................................................................................... 13

3.1.2 Builder – CMG ...................................................................................... 14

3.1.3 STARS – CMG ...................................................................................... 14

3.1.4 Results 3D e Graph .............................................................................. 14

3.2 MODELAGEM DO FLUIDO ......................................................................... 15

3.2.1 Viscosidade .......................................................................................... 17

3.2.2 Interação Rocha-Fluido ....................................................................... 19

3.3 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO ..................................................... 20

3.3.1 Propriedades do reservatório ............................................................. 20

3.3.2 Refinamento do reservatório .............................................................. 21

3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS ................................................................... 24

3.5 MODELO BASE ........................................................................................... 25

3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS ............................................ 27

3.6.1 Configurações do caso 1 .................................................................... 27

3.6.2 Configurações do caso 2 .................................................................... 29

3.7 METODOLOGIA .......................................................................................... 32

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ....................................................................... 33

4.1 ANÁLISE DO PROCESSO SAGD E DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO

MODELO BASE ..................................................................................................... 33

x

4.2 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 1 .......... 34

4.2.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 1 ........................ 36

4.3 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 2 .......... 38

4.3.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 2 ........................ 39

4.4 ANÁLISE DO COMPARATIVO ENTRE O CASO 1 E O CASO 2 ................ 42

4.4.1 Análise do comparativo entre os casos 1 e 2 nos parâmetros

viscosidade, pressão e temperatura ............................................................... 43

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

5.1 CONCLUSÕES ............................................................................................ 48

5.2 RECOMENDAÇÕES .................................................................................... 49

6. REFERÊNCIAS .................................................................................................. 50

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 2-1 - Injeção Cíclica de vapor ........................................................................... 7

Figura 2-2 - Injeção Contínua de vapor ....................................................................... 8

Figura 2-3 - Processo de Combustão in situ ............................................................... 9

Figura 2-4 - Método do SAGD ................................................................................... 10

Figura 2-5 - Conceito do SAGD ................................................................................. 11

Figura 3-1 - Envelope de fases ................................................................................. 17

Figura 3-2 - Ajuste da viscosidade após a regressão ................................................ 18

Figura 3-3 - Curva da viscosidade em função da temperatura .................................. 19

Figura 3-4 - Vista areal original do reservatório ......................................................... 22

Figura 3-5 - Vista areal do reservatório do simulador ................................................ 23

Figura 3-6 - Vista 3D do reservatório ........................................................................ 24

Figura 3-7 - Vista 3D do modelo base ....................................................................... 25

Figura 3-8 - Saturação de óleo do reservatório na vista IK ....................................... 26

Figura 3-9 - Perfuração dos poços na vista IK .......................................................... 27

Figura 3-10 - Vista IJ e 3D da configuração três pares de poços com DH = 87,93 m

.................................................................................................................................. 28


.................................................................................................................................. 28

Figura 3-12 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 87,93

m ............................................................................................................................... 29

Figura 3-13 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 146,55

m ............................................................................................................................... 29

Figura 3-14 - Vista IJ e 3D da configuração quatro poços injetores verticais e um

poço produtor horizontal ............................................................................................ 30

Figura 3-15 - Vista 3D da configuração seis injetores verticais e três produtores

horizontais ................................................................................................................. 31

Figura 3-16 - Vista IJ e 3D da configuração nove injetores verticais e dois produtores

horizontais ................................................................................................................. 31

Figura 4-1 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a recuperação

primária versus variação na injeção de vapor ........................................................... 34

Figura 4-2 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do

caso 1 ........................................................................................................................ 35

Figura 4-3 - Produção Acumulada de Óleo versus Tempo para configuração 4

PARES ...................................................................................................................... 36

Figura 4-4 - Vazão de produção de água versus Tempo para a configuração 4

PARES ...................................................................................................................... 38

Figura 4-5 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do

caso 2 ........................................................................................................................ 39

Figura 4-6 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ

VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ..................................................................... 40

xii

Figura 4-7 - Vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ

VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ..................................................................... 41

Figura 4-8 - Aproximação da vazão de produção de óleo versus Tempo para a

configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS ...................................... 42

Figura 4-9 - Produção acumulada versus Tempo para o comparativo entre as

melhores configurações dos casos 1 e 2 .................................................................. 43

Figura 4-10 - Comparativo da mudança na viscosidade em função do tempo dos

casos 1 e 2 ................................................................................................................ 44

Figura 4-11 - Comparativo na mudança da pressão em função do tempo para os

casos 1 e 2 ................................................................................................................ 45

Figura 4-12 - Comparativo na mudança da temperatura em função do tempo para os

casos 1 e 2 ................................................................................................................ 47

xiii

LISTA DE TABELAS

Tabela 2-1 - Classificação do óleo .............................................................................. 4

Tabela 3-1 - Composição do óleo original ................................................................. 15

Tabela 3-2 - Características do componente mais pesado ....................................... 16

Tabela 3-3 - Características do óleo ......................................................................... 16

Tabela 3-4 - Composição dos pseudocomponentes ................................................. 17

Tabela 3-5- Permeabilidade relativa do sistema água-óleo ...................................... 19

Tabela 3-6 - Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido .................................... 20

Tabela 3-7 - Características do reservatório ............................................................. 21

Tabela 3-8- Condições operacionais do reservatório ................................................ 24

Tabela 4-1 - Valores de produção acumulada para diferentes configurações do caso

1 ................................................................................................................................ 35

Tabela 4-2 - Valores de produção acumulada de óleo para diferentes vazões de

injeção da configuração 4 PARES ............................................................................ 37

Tabela 4-3 - Valores da produção acumulada de óleo para diferentes vazões de

injeção para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS .............. 40

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo - UFRN 2016.2

Kilvia Lisanna Lima Rodrigues 2

1. INTRODUÇÃO

O petróleo é conhecido mundialmente como um dos recursos naturais em maior

quantidade, no Brasil é considerado uma das principais fontes de energia, dito isso é

necessário o uso de tecnologias, e o estudo de projetos para que sejam

desenvolvidas técnicas que aumentem a duração da produção de um campo

petrolífero (REPSOL, 2015).

No Brasil parte das reservas petrolíferas é de óleo pesado, óleo com °API menor

que 22, e se encontram principalmente nas bacias que estão localizadas na região

Nordeste. Como a produção de óleo convencional está caindo, a indústria petrolífera

usa sua tecnologia em estudos voltados para a recuperação avançada de óleos

pesados (GALVÃO, 2008).

Um reservatório de petróleo possui no início da sua produção uma energia capaz

de deslocar o óleo sem precisar de nenhum artifício, mas quando isso acontece a

pressão e a temperatura no reservatório tendem a diminuir fazendo com que o poço

diminua a sua produtividade, para que isso não ocorra são utilizados os métodos de

recuperação suplementar.

Na indústria petrolífera a recuperação de óleo pesado é considerada um grande

desafio. Métodos térmicos são bastante utilizados para a recuperação desse tipo de

óleo. Este método age melhorando o escoamento de óleo, isto ocorre porque o

aumento na temperatura do óleo vai diminuir significativamente a sua viscosidade,

melhorando o varrido tornando maior a sua produção nos campos e aumentando

assim o seu fator de recuperação.

A injeção de vapor é, um dos métodos térmicos considerados mais simples e

seguros, destaca-se então a injeção de vapor por drenagem gravitacional (SAGD).

Esse processo consiste na utilização de dois poços horizontais: um injetor acima e

um produtor próximo da base do reservatório. Tem por objetivo criar uma câmara de

vapor, enquanto promove um melhor varrido.



Este trabalho encontra-se dividido em seis capítulos. O Capítulo 1 sendo essa

introdução, o Capítulo 2 denominado Aspectos Teóricos, na qual apresentado uma

descrição dos principais conceitos utilizados, o Capítulo 3, Materiais e Métodos,

onde está descrita a metodologia utilizada, o Capítulo 4 aborda os resultados e

discussões, o Capítulo 5 as conclusões e recomendações deste trabalho e por fim

as referências.

1.1 OBJETIVO GERAL

O presente trabalho tem como objetivo analisar o processo de injeção contínua

de vapor utilizando poços verticais e horizontais aplicando em reservatórios de óleos

pesados.

1.2 OBJETIVO ESPECÍFICO

Fazer um estudo das configurações operacionais do processo, como: as

distâncias entre os poços, o número de poços injetores, o número de poços

produtores e a vazão de injeção.

CAPÍTULO 2

ASPECTOS TEÓRICOS



2. ASPECTOS TEÓRICOS

Nesta seção são abordados alguns conceitos teóricos acerca da engenharia de

Petróleo visando a obtenção de um melhor entendimento sobre o projeto, são

conceitos como classificação dos óleos, métodos de recuperação do petróleo, e

simulação numérica de reservatórios.

2.1 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO

Existem diferentes tipos de óleos que foram encontrados, para isso foi criado uma

forma de classificar. A American Petroleum Institute denominou de grau API (°API) a

forma para caracterizar os diferentes tipos de óleo, eles podem ser: leve, mediano,

pesado ou extrapesado, conforme mostra a Tabela 2-1.

Tabela 2-1 - Classificação do óleo

Tipo de óleo Densidade °API

Leve ≤ 0,87 ≥ 31°

Mediano 0,87 < ρ ≤ 0,92 22° ≤ °API ≤ 31°

Pesado 0,92 < ρ ≤ 1,00 10° ≤ °API ≤ 22°

Extrapesado >1,00 < 10°

Fonte: Adaptado de ANP, 2000

O grau API mostra que quanto menor sua densidade maior o seu valor, e pode

ser calculado através da Equação 1:

Equação 1

Onde γo é a densidade relativa do óleo, ou seja, densidade do óleo/densidade

da água nas condições padrão (60°F e 14,7 psia).

Nos óleos pesados há uma presença maior de materiais residuais não

destiláveis. Nesses resíduos existe uma alta proporção de hidrocarbonetos pesados,

esses hidrocarbonetos pesados acabam tornando o óleo muito viscoso reduzindo



sua aplicabilidade o que o deixa favorável para a manufatura do asfalto (GALVÃO,

2008).

2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR

Os métodos de recuperação suplementar são utilizados quando se quer

melhorar a eficiência de recuperação de um reservatório e o tipo a ser escolhido

depende das características do fluido, da rocha, do reservatório, etc. Quando se é

utilizado um método convencional de injeção e este resulta em uma baixa

recuperação pode ser devido à alta viscosidade do óleo presente no reservatório. E

quando este óleo possui uma alta viscosidade se faz necessário o uso de um

método térmico (ROSA, 2006).

Esses métodos são usados como alternativa para aperfeiçoar uma produção em

um menor tempo, ou seja, ter um volume maior de óleo produzido, isso se dá devido

uma injeção de mais energia no reservatório, essa produção em um menor tempo

aumenta o seu valor presente líquido (VPL) o que é vantajoso para a economia de

uma empresa.

Na recuperação primária geralmente a eficiência é baixa. A indústria do petróleo

tem investido muito em pesquisas e mesmo com o desenvolvimento da tecnologia

boa parte do óleo encontrado é considerada irrecuperável pelos métodos de

produção atuais. Projetos de recuperação bem-sucedidos podem ter um fator de

recuperação superior a 60%, mas a maioria dos projetos para métodos

convencionais estão na faixa dos 30-50% (ROSA, 2006).

Os métodos de recuperação se dividem em:

Convencionais

• Injeção de Água

• Injeção de Gás

São os mais comuns na indústria, agem através da manutenção da pressão no

reservatório, e não alteram as características principais do óleo.

Especiais



• Térmicos

• Miscíveis

• Químicos

• Outros

Esses sim alteram as características do óleo como, por exemplo, a viscosidade.

2.3 MÉTODOS TÉRMICOS

Foi observado, que a recuperação em reservatórios de óleos pesados e

extrapesados utilizando métodos convencionais era baixa, com isso foi preciso o

investimento em projetos utilizando métodos especiais, entre eles o método térmico.

A importância do desenvolvimento dos métodos térmicos está ligada ao fato de que

ao aumentar a temperatura do óleo a sua viscosidade diminui consideravelmente

(AZIN, 2008). Quanto maior for esse aumento e maior a área que é aquecida por

esse método, mais eficiente ele é.

Os métodos térmicos são classificados em duas categorias distintas: combustão

in situ e injeção de fluidos quentes (vapor de água ou água quente) (ROSA, 2006).

Na injeção de fluidos quentes, é gerado o calor na superfície e, a partir daí, é

conduzido para o reservatório. Já a combustão in situ é feita dentro do reservatório,

utilizando parte do óleo existente no reservatório como ignição e assim é gerado o

calor (GALVÃO, 2008).

A combustão in situ é menos utilizada devido à falta de segurança existente

nesse método.

2.3.1 Injeção de vapor

A injeção de vapor é um dos métodos mais aplicados em reservatórios de

óleos pesados, tem como objetivo injetar vapor superaquecido que troca calor com o

óleo com intuito de reduzir a viscosidade do óleo, aumentando o seu varrido e sua

produção. Este método pode ser realizado de maneira contínua ou cíclica.



A Figura 2-1 mostra a injeção cíclica de vapor, esta é realizada em três fases,

na primeira ocorre à injeção do vapor por um período de tempo, logo após a injeção

o poço é fechado por outro período de tempo, essa seria a fase dois, esse período é

chamado de “soaking” e a terceira fase onde o poço é aberto para produção.

Figura 2-1 - Injeção Cíclica de vapor

Fonte: Sefton Resources Inc.

E na Figura 2-2 pode-se ver a injeção contínua de vapor que consiste na

injeção de fluido de forma contínua enquanto na injeção cíclica o fluido é injetado de

forma alternada. Outra diferença entre a injeção contínua e cíclica é que na cíclica a

injeção e a produção do óleo ocorrem no mesmo poço e na contínua ocorrem em

poços diferentes, um injetor e um produtor (RODRIGUES, 2008).

Já na injeção contínua não há período onde o poço se encontra fechado.

Geralmente a fase cíclica precede à contínua.



Figura 2-2 - Injeção Contínua de vapor

Fonte: U. S. Department of energy

Para reservatórios muito profundos esse método não é recomendado, pois ele

não apresenta resultados satisfatórios devido as grandes perdas de calor

(QUEIROZ, 2006). Para vencer a alta pressão existente em reservatórios muito

profundos é preciso utilizar um vapor com maior temperatura e pressão gerando

assim maiores perdas de calor.



2.3.2 Combustão in situ

Na Figura 2-3 é mostrado o processo da combustão in situ que consiste na

criação de uma frente de calor feita a partir da queima de parte do óleo existente no

reservatório. Conforme a frente de calor vai avançando dentro do reservatório, há

uma transferência de calor reduzindo a viscosidade do óleo, aumentando assim a

sua mobilidade (CARCOANA, 1992).

Figura 2-3 - Processo de Combustão in situ

Fonte: ROSA, 2006.

As frações mais pesadas do petróleo são utilizadas como combustível, já as

frações leves são vaporizadas movendo o óleo para o poço produtor. Entre a injeção

de vapor e a combustão in situ, a combustão apresenta alguns empecilhos como,

por exemplo, a falta de segurança existente, pois não há controle da combustão já

que ela é dentro do reservatório e, também é preciso poços que sejam resistentes à

alta temperatura.

A combustão tem início ao se injetar ar aquecido dentro do reservatório, isso

vai causar uma oxidação no óleo que é quem gera o calor. Essa oxidação vai

aumentando até chegar a uma temperatura que é chamada de “ponto de ignição”

(THOMAS, 2001).

Nesse processo parte do óleo que é utilizada entra em ignição, o combustível

(óleo) mistura com o comburente (oxigênio) formando água e dióxido de carbono e



liberando calor. A quantidade de calor que é liberado é influenciada pela composição

do óleo (ARAÚJO, 2012).

A ignição em muitos reservatórios pode ser espontânea, mas tem uns que é

preciso aquecimento. Para ocorrer à combustão a ignição é a primeira condição

(ROSA, 2006).

2.4 INJEÇÃO DE VAPOR POR DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDA (SAGD)

Na Figura 2-4 está o método SAGD que consiste em dois poços horizontais

onde um é injetor e o outro produtor, o injetor na parte superior do reservatório. O

vapor é injetado no poço, esse então se comporta como um gás e sobe no

reservatório por diferença gravitacional, assim há uma troca de calor aquecendo o

óleo que desce também por diferença gravitacional e é produzido na parte inferior do

reservatório.

Figura 2-4 - Método do SAGD

Butler (1991 apud BARILLAS, 2008) afirma que o processo SAGD é um

método efetivo para a produção de óleos pesados. A força atuante nesse processo é

a gravitacional, quando se injeta vapor continuamente esse vapor aquece o óleo e

forma uma câmara a qual cresce para cima e para os arredores, como mostrado na

Figura 2-5.



Figura 2-5 - Conceito do SAGD

Fonte: Butler, 1991.

Esse método se torna eficiente quando existe principalmente a diferença de

densidade entre o óleo e o vapor injetado, e também porque esse método abrange

uma grande área do reservatório, ou seja, mais óleo é varrido, essa é uma das

grandes vantagens do SAGD.

Mesmo com a eficácia do método de injeção de vapor por drenagem

gravitacional ainda são realizadas muitas pesquisas onde o objetivo principal é

melhorar ainda mais esse método.

2.5 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS

A simulação numérica é uma ferramenta bastante importante para a indústria

petrolífera, pois com ela é possível determinar características e prever o

comportamento do reservatório tendo como fundamento as curvas de declínio,

balanço de materiais e a teoria de Buckley-Leverett (ROSA, et. al. 2006). Para obter

esses resultados é necessário acrescentar informações no simulador como, por

exemplo, dados da rocha, do fluido, etc. A representação desse reservatório se dá

por meio de um modelo de fluxo subdivido em células que na simulação são

chamadas de “grid” (MORSE, 2006).

COTIA (2012) afirma que a simulação é uma técnica capaz de prever o

comportamento de um reservatório de diferentes maneiras, se tornando muito útil

para o gerenciamento de reservatórios. Com essa técnica é possível determinar:



• A previsão da produção de óleo, gás e água do reservatório;

• O impacto causado se houver novas perfurações;

• A recuperação de óleo caso seja adicionado um método de recuperação seja

ele convencional ou especial;

• Os melhores locais para perfuração de poços injetores e produtores, entre

outros.

Com essas informações que podem ser obtidas através da simulação é

possível fazer um estudo técnico-econômico para saber se o projeto será ou não

viável economicamente.

Neste projeto foi utilizado o simulador comercial STARS (Steam, Thermal and

Advanced Processes Reservoir Simulation) da CMG (Computer Modeling Group) na

versão 2012.1.

CAPÍTULO 3

MATERIAIS E MÉTODOS



3. MATERIAIS E MÉTODOS

Este capítulo aborda aspectos relacionados à modelagem do projeto como, as

ferramentas computacionais utilizadas, a modelagem do fluido, a modelagem do

reservatório, onde foram adicionados dados referentes à rocha, e refinamento da

malha.

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS

Para realizar a modelagem deste projeto foram utilizadas ferramentas do

simulador comercial da CMG (Computer Modeling Group) que são: Winprop, Builder,

STARS e os resultados foram obtidos através do Results (Graph e 3D), todos na

versão 2012.1.

3.1.1 WinProp – CMG

BAUTISTA (2010) informa que o WinProp é uma ferramenta que através das

propriedades de equilíbrio multifásico da equação de estado pode:

- Modelar Fluidos;

- Agrupar (“Lumping”) componentes;

- Ajustar dados de laboratório através da regressão;

- Simular processos de contatos múltiplos;

- Construir diagramas de fases;

- Simular experimentos de laboratório.

Essa ferramenta cria um arquivo que é inserido no Builder quando se está

modelando o reservatório.



3.1.2 Builder – CMG

No Builder é possível criar o modelo do reservatório ligado ao modelo de

fluido produzido no WinProp e assim realizar a simulação, mas, para isso requer

dados de entrada que são fornecidos como, por exemplo:

- Modelo físico do reservatório;

- Propriedades rocha-fluido;

- Modelo numérico;

- Condições de operação;

- Características do fluido;

- Vazão de Injeção;

- Quantidade de poços a ser utilizada, etc.

3.1.3 STARS – CMG

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 3D e Graph

O Results 3D é um módulo na qual é possível observar as saídas com dados

de histórico de campo é possível analisar parâmetros como, viscosidade, pressão,



temperatura, saturação em tempos determinados e a visualização pode ser em

vistas 2D e 3D.

O Results Graph é outro módulo existente onde é obtida a visualização de

forma gráfica resultados de produção, como vazão de óleo, vazão de água em

função do tempo.

3.2 MODELAGEM DO FLUIDO

Para realizar a modelagem do fluido foi preciso inserir no WinProp dados como,

a composição do fluido, fator volume formação do óleo, viscosidade, grau API,

densidade do óleo, entre outros.

Na Tabela 3-1 têm-se a composição original do óleo.

Tabela 3-1 - Composição do óleo original

Componente Composição (%) Componente 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 2,06

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

Na Tabela 3-2 e Tabela 3-3 são encontradas as características do óleo.



Tabela 3-2 - Características do componente mais pesado

Densidade do gás 0,701

Massa molecular C20+ 543

Densidade C20+ 0,9763

Grau API 16,76

Coeficiente de expansão térmica do óleo (1/°C) 6,8845 x 10-4

Fonte: Do autor

Tabela 3-3 - Características do óleo

Pressão (kgf/cm²) ρo (g/cm³) Bo (m³/m³ std) Rs (m³/m³ std) μo (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 1,024 3,87 816,3

1,03 0,941 1,0138 0 1121,1

Fonte: Do autor

Como forma de acelerar a simulação foi realizado um agrupamento usando o

“lumping” no WinProp transformando um sistema de multicomponentes em um

sistema de pseudocomponentes agrupados formando um novo componente, como

mostrado na Tabela 3-4, nela é possível ver que os pseudocomponentes pesados

C₂₀₊ se apresentam em maior proporção, explicando assim a viscosidade elevada

do óleo.



Tabela 3-4 - Composição dos pseudocomponentes

Componente Fração Molar

CO2 – N2 0,007

CH4 – C3H 0,103

iC4 – nC5 0,003

C6 – C19 0,17

C20 – C30 0,311

C31 – C39 0,151

C40+ 0,254

Somatório 0,999

Fonte: Do autor

A Figura 3-1 mostra um envelope de fases do modelo de multicomponentes e do

modelo de pseudocomponentes mostrando como o modelo agrupado, de

pseudocomponentes, corresponde ao modelo original com multicomponentes

tornando possível utilizá-lo no reservatório.

Figura 3-1 - Envelope de fases

Fonte: Do autor

3.2.1 Viscosidade



Nos métodos térmicos uma propriedade importante é a viscosidade, pois um

dos objetivos desse método é a redução da mesma para obter um melhor varrido.

Na Figura 3-2 é possível ver o ajuste da viscosidade em função da pressão

realizado após as técnicas de regressão.

Figura 3-2 - Ajuste da viscosidade após a regressão

Fonte: Do autor

E na Figura 3-3 é possível ver a curva da viscosidade em função da

temperatura, mostrando que inicialmente a viscosidade é elevada, e com o aumento

da temperatura há uma redução substancial.



Figura 3-3 - Curva da viscosidade em função da temperatura

Fonte: Do autor

3.2.2 Interação Rocha-Fluido

Na Tabela 3-5 e Tabela 3-6 encontram-se os dados referentes às

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

gás.

Tabela 3-5- Permeabilidade relativa do sistema água-óleo

Sw1 Krw Krow Pcow (psi)

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

Onde Sw1 é a saturação da água, Krw é a permeabilidade relativa da água,

Krow é a permeabilidade relativa do sistema água-óleo e Pcow é a pressão capilar

do sistema água-óleo.

Tabela 3-6 - Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido

Sl1 Krg Krog Pcgo (psi)

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 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO

3.3.1 Propriedades do reservatório

O reservatório do projeto apresenta as seguintes características mostradas na

Tabela 3-7.



Tabela 3-7 - Características do reservatório

Topo do reservatório (m) 200

Contato água-óleo (m) 228

Porosidade @287 psi 0,27

Permeabilidade Horizontal (Kh) (mD) 950

Permeabilidade Vertical (Kv) (mD) 0,11*Kh

Compressibilidade da formação @ 287 psi (psi-1) 15x10-7

Pressão de referência (psi) 287 @200 m

Espessura da última camada (m) 17

Temperatura inicial do reservatório (°C) 38

Capacidade calorífica da formação (J/m³-K) 2,347x106

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

Condutividade térmica da fase água (J/m-dia-K) 5,35X104

Condutividade térmica da fase óleo (J/m-dia-K) 1,15X104

Condutividade térmica da fase gás (J/m-dia-C) 3900

Capacidade calorífica volumétrica da formação Overburden e

Underburden

(J/m³-K)

2,347x106

Condutividades térmicas Overburden e Underburden

J/m-dia-K

1,496x105

Fonte: Do autor

3.3.2 Refinamento do reservatório

O reservatório foi modelado de acordo com as curvas de nível que foi

fornecida conforme mostra a Figura 3-4.



Figura 3-4 - Vista areal original do reservatório

Fonte: Do autor

Nela também é possível ver as dimensões do reservatório, que são:

• Comprimento: 850 metros

• Largura: 650 metros

Para realizar o refinamento foi preciso dividir o reservatório em blocos, com

isso a divisão ficou: 29 blocos de 29,31 metros no eixo x, 23 blocos de 28,26 metros

no eixo y e 13 blocos de 2 metros e 1 bloco de 17 metros no eixo z, totalizando 9338

blocos. Como são poucos blocos não existe precisão de qual camada alguns blocos

pertencem, dito isso foi preciso assumir que a camada que o bloco pertencia era a

que continha maior parte da área do mesmo, resultando em um modelo quase igual

ao original, mostrado na Figura 3-5. A espessura foi calculada de acordo com a

quantidade de blocos na direção k, eixo z, totalizando uma espessura de 43 metros.



Figura 3-5 - Vista areal do reservatório do simulador

Fonte: Do autor.

A Figura 3-6 representa o modelo do reservatório criado na vista 3D do

simulador, o reservatório tem o topo da formação a 200 metros de profundidade

sendo assim considerado um reservatório raso. Quando a profundidade é baixa, fica

fácil para perfurar poços verticais, mas, se for perfurar um poço horizontal fica um

pouco mais complicado.



Figura 3-6 - Vista 3D do reservatório

Fonte: Do autor

3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS

As condições operacionais utilizadas estão na Tabela 3-8.

Tabela 3-8- Condições operacionais do reservatório

Temperatura do vapor 290 °C / 554 °F

Qualidade do vapor 0,8

Pressão máxima no poço injetor 1015,26 psi / 7000 kPa

Pressão mínima no poço produtor 43,51 psi / 300 kPa

Tempo do projeto 20 anos

Vazão de injeção (STW) 100 m³ std/dia (base)

Fonte: Do autor

Todas as condições foram mantidas constantes menos a vazão de injeção

que foi um dos parâmetros analisados no projeto.



3.5 MODELO BASE

Definido o modelo de fluido, o modelo físico do reservatório e as condições

operacionais do projeto foi preciso definir um modelo base de reservatório com as

perfurações para este servir como referência as possíveis mudanças operacionais

realizadas. Para o modelo base foi definido a seguinte estrutura: três pares de poços

horizontais, com distância horizontal entre pares de 113,04 m e distância vertical de

10 metros, e vazão de injeção inicial de 100 m³ std/dia por poços. Na Figura 3-7

pode-se observar a vista 3D do modelo base com seus poços.

Figura 3-7 - Vista 3D do modelo base

Fonte: Do autor

A Figura 3-8 é possível observar a saturação do óleo no modelo base, que

serve como base para identificar onde é aconselhável perfurar os poços injetores e

produtores. Nela, é possível observar a diferença existente entre as saturações. A

zona laranja acima se trata da presença de uma maior saturação de óleo e a zona

verde de uma maior saturação de água, e entre as duas existe a transição entre a

água e óleo.



Figura 3-8 - Saturação de óleo do reservatório na vista IK

Fonte: Do autor

A posição para se colocar os poços são: o injetor acima bem na zona com

maior presença de óleo, e o produtor um pouco abaixo do injetor, mas acima da

zona com maior presença de água a fim de evitar uma produção em excesso de

água como mostrado na Figura 3-9.



Figura 3-9 - Perfuração dos poços na vista IK

Fonte: Do autor

3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS

O presente trabalho apresentou dois casos para análise criados a partir do

modelo base, o caso 1 utilizando o método SAGD, ou seja, apenas poços

horizontais em diferentes configurações e o caso 2 que apresenta poços injetores

verticais e poços produtores horizontais.

3.6.1 Configurações do caso 1

Para o caso 1 foi criado além do modelo base, mais quatro configurações,

todos com poços horizontais, fazendo uma análise comparativa entre eles, buscando

o mais apropriado para servir de base para o estudo na mudança dos parâmetros.

As quatro configurações são:



• Três pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre pares

de 87,93 metros mostrado na Figura 3-10;


Fonte: Do autor

• Três pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre pares

de 205,17 metros mostrado na Figura 3-11;


Fonte: Do autor

• Quatro pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre

pares de 87,93 metros mostrado na Figura 3-12;



Figura 3-12 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 87,93 m

Fonte: Do autor

• Quatro pares de poços horizontais com distância horizontal (eixo x) entre

pares de 146,55 metros mostrado na Figura 3-13.

Figura 3-13 - Vista IJ e 3D da configuração quatro pares de poços com DH = 146,55 m

Fonte: Do autor

Todos os modelos tiveram uma distância vertical entre poços fixa em 4 metros

e a vazão de injeção fixa em 100 m³ std/dia.

3.6.2 Configurações do caso 2

Para o caso 2 foi criada com as condições operacionais do modelo base três

configurações, sem utilizar o método SAGD, e sim, poços injetores verticais e

produtores horizontais. As três configurações são:



• Quatro poços injetores verticais e um poço produtor horizontal centralizado

mostrado na Figura 3-14;

Figura 3-14 - Vista IJ e 3D da configuração quatro poços injetores verticais e um poço produtor

horizontal

Fonte: Do autor

• Seis injetores verticais e três produtores horizontais entre eles mostrado na

Figura 3-15;



Figura 3-15 - Vista 3D da configuração seis injetores verticais e três produtores horizontais

Fonte: Do autor

• Nove injetores verticais e dois produtores horizontais mostrado na Figura

3-16.

Figura 3-16 - Vista IJ e 3D da configuração nove injetores verticais e dois produtores horizontais

Fonte: Do autor



3.7 METODOLOGIA

Neste trabalho foi analisado como o reservatório se comporta após a variação de

alguns parâmetros operacionais como, por exemplo, vazão de injeção e tipos de

configuração de poços influência no fator de recuperação e na produção acumulada

de óleo.

O projeto teve duração de 20 anos, e o estudo foi iniciado com uma vazão de

injeção de vapor 100 m³ std/dia para todas as configurações, analisando quais

configurações obteve-se a mais eficiente, e a partir disso, foram incrementadas as

vazões uma taxa de 50 m³ std/dia até alcançar a vazão máxima que foi de 550 m³

std/dia. Esses valores de vazões estão além do que era esperado para um projeto

como esse, mas foram utilizados para obtenção de melhores resultados de

recuperação de óleo. Para fins de análise acadêmica o trabalho foi realizado da

seguinte forma:

Montagem do modelo de fluido;

Montagem do reservatório de acordo com as propriedades fornecidas;

Montagem da configuração do modelo base;

A partir do modelo base foi criado dois casos, o caso 1 com quatro

configurações e o caso 2 com três configurações;

Foi realizada uma análise dos parâmetros nos dois casos separadamente e

também um comparativo entre eles;

Conclusão acerca do trabalho;

Recomendações necessárias.

CAPÍTULO 4

RESULTADOS E DISCUSSÕES



4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo são apresentados e discutidos os resultados obtidos de produção

acumulada, fator de recuperação entre outros, a partir da simulação do reservatório

mudando parâmetros como vazão de injeção, configuração do poço, sempre visando

uma maior produção de óleo.

4.1 ANÁLISE DO PROCESSO SAGD E DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO

MODELO BASE

A recuperação primária acontece quando o reservatório não precisa de meios

externos, como a recuperação suplementar para ter energia interna para produzir.

Neste item foi realizado um comparativo do modelo base quando este realiza a

recuperação primária, sem a injeção de vapor, e quando o modelo base utiliza a

injeção de vapor, a configuração do modelo base é de 3 pares de poços horizontais

com distância vertical entre poços de 10 m e DH = 113,04 m. As vazões

incrementadas foram valores por poço.

Através da Figura 4-1 é possível perceber que para um reservatório de óleo

pesado é necessário o uso de um método térmico, pois a produção acumulada que

na recuperação primária era de 3368,35 m³, com fator de recuperação de 0,28%, e

aumentou para 194311 m³ utilizando a injeção de vapor, com fator de recuperação

de 16,22%, com o aumento na produção houve, consequentemente, o aumento no

fator de recuperação.



Figura 4-1 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a recuperação primária versus variação na injeção de vapor

Fonte: Do autor

4.2 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 1

Na Figura 4-2 têm-se a produção acumulada de óleo em função do tempo para o

modelo base e as quatro configurações existentes no caso 1, buscando a que

obteve um melhor resultado de produção de óleo. A vazão de injeção utilizada foi

mantida fixa em 100 m³ std/dia por poço para todas as configurações.



Figura 4-2 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do caso 1

Fonte: Do autor

Na Tabela 4-1 pode-se observar os valores da produção acumulada de óleo

retirados da Figura 4-2, que a partir dela e do valor do fator de recuperação é

possível assumir que a configuração 4 PARES – DH = 87,93 m foi a que obteve uma

maior produção de óleo. O incremento entre essa configuração e a que obteve um

menor valor ter sido de FR = 3,68% e Np ≡ 41000 m³, que não é um incremento

muito alto, a configuração 4 PARES pode ser utilizada para o estudo com a variação

da vazão de injeção de vapor.

Tabela 4-1 - Valores de produção acumulada para diferentes configurações do caso 1

Vazão de Injeção

(m³ std/dia)

Configuração Produção Acumulada

(m³)

100 Modelo base DV = 10 m 122.707 (20 anos)

3 PARES – DH = 87,93 m 121.214 (20 anos)

3 PARES – DH = 205,17 m 109.201 (20 anos)

4 PARES – DH = 87,93 m 153.293 (20 anos)

4 PARES – DH = 146,55 m 122.905 (20 anos)

Fonte: Do autor



4.2.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 1

A injeção de vapor é um dos parâmetros essenciais para notar a mudança na

produção de um reservatório, pois quando o vapor é injetado há uma troca de calor

no reservatório aumentando a temperatura do óleo, reduzindo a viscosidade e

aumentando o varrido.

A configuração que foi utilizada para analisar a influência da injeção de vapor foi

a que possui 4 PARES – DH = 87,93 m, pois ao analisar todas as configurações do

caso 1 esta obteve um melhor resultado.

A primeira análise feita foi à influência da vazão de injeção na produção

acumulada de óleo mostrado na Figura 4-3.

Figura 4-3 - Produção Acumulada de Óleo versus Tempo para configuração 4 PARES

Fonte: Do autor

Na Figura 4-3 também está informado os fatores de recuperação para a vazão

base de 100 m³ std/dia e a vazão máxima de 550 m³ std /dia houve um aumento de

8,22% entre eles. Outro fator observado é que da vazão de injeção de 450 m³ std/dia



até a vazão máxima de injeção de 550 m³ std/dia o incremento foi de 8235,77 m³,

tornando assim inviável injetar a uma vazão de 500 e 550 m³ std/dia, pois seria um

gasto maior para um incremento de produção menor.

Na Tabela 4-2 é possível observar os valores de produção acumulada de óleo

retirados da Figura 4-3 para 20 anos de produção, tempo do projeto, a partir dela

nota-se que com o incremento da vazão de injeção houve um incremento na

produção acumulada de óleo.

Tabela 4-2 - Valores de produção acumulada de óleo para diferentes vazões de injeção da configuração 4 PARES

Vazão de Injeção (m³ std/dia) Produção Acumulada de Óleo (m³)

100 153.292 (20 anos)

150 182.723 (20 anos)

200 202.739 (20 anos)

250 215.891 (20 anos)

300 225.425 (20 anos)

350 232.556 (20 anos)

400 238.293 (20 anos)

450 243.578 (20 anos)

500 247.578 (20 anos)

550 251.813 (20 anos)

Fonte: Do autor

A segunda análise feita foi da influência da vazão de injeção de vapor na vazão

de produção de água mostrada na Figura 4-4.

A Figura 4-4 mostra a vazão de produção de água em função do tempo para a

configuração 4 PARES considerando todo o campo, por poço a vazão de injeção

considerada foi de 550 m³ std/dia, como são 4 pares de poços existem 4 poços

injetores em um campo então ao todo têm-se 4*550 = 2200 m³ std/dia quando o

reservatório produz apenas a água que vem do vapor injetado. Observa-se na

Figura 4-4 que inicialmente a vazão de produção de água foi aproximadamente 3000

m³ std/dia e a partir do ano de 2002 essa vazão de produção de água foi se



estabilizando para uma vazão de água próxima de 2200 m³ std/dia, isso mostra que

inicialmente um aquífero presente na formação influenciou na produção de água e a

partir de 2002 a produção de água passou a ser quase toda apenas da vazão de

injeção de vapor.

Figura 4-4 - Vazão de produção de água versus Tempo para a configuração 4 PARES

Fonte: Do autor

4.3 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DOS POÇOS PARA O CASO 2

Na Figura 4-5 têm-se a produção acumulada de óleo em função do tempo para

as três configurações existentes no caso 2, com a intenção de observar a que

obteve um melhor resultado de produção de óleo. A vazão de injeção utilizada foi

mantida fixa em 100 m³ std/dia para todas as configurações.

Nela é possível observar a produção acumulada de óleo em função do tempo e

os fatores de recuperação de óleo mínimo e máximo 10% e 27,34%,

respectivamente, mostrando que a diferença existente entre as configurações com

quatro e seis injetores e a configuração com nove injetores é de mais de 17%,

tornando claro que para a análise com a variação da vazão de injeção de vapor é

aconselhável analisar a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS.



Figura 4-5 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para as configurações do caso 2

Fonte: Do autor

4.3.1 Análise da vazão de injeção de vapor para o caso 2

Com a configuração adequada para o estudo, 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD

HORIZONTAIS, foi realizada a análise da influência da injeção de vapor, como na

configuração anterior a vazão de injeção inicial por poço foi de 100 m³ std/dia com

incremento de 50 m³ std/dia até chegar a vazão máxima de 550 m³ std/dia.

Primeiramente, foi analisada a influência da vazão de injeção de vapor na

produção acumulada de óleo em função do tempo como mostrado na Figura 4-6.



Figura 4-6 - Produção acumulada de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS

Fonte: Do autor

Na Tabela 4-3 têm-se os valores de produção acumulada de óleo retirados da

Figura 4-6, a partir dela percebe-se que com o aumento na vazão de injeção houve

um aumento na produção acumulada de óleo. Da recuperação primária até a vazão

de injeção de vapor máxima houve um aumento no fator de recuperação de

aproximadamente 39% e o incremento na produção acumulada de óleo do mínimo

para o máximo foi de aproximadamente 360000 m³ tornando viável a utilização do

método térmico para recuperação do óleo.

Tabela 4-3 - Valores da produção acumulada de óleo para diferentes vazões de injeção para a

configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS

Vazão de Injeção (m³ std/dia) Produção Acumulada de Óleo (m³)

100 327.756 (20 anos)

150 367.617 (20 anos)

200 387.209 (20 anos)

250 403.071 (20 anos)

300 415.485 (20 anos)

350 426.463 (20 anos)



400 437.380 (20 anos)

450 447.027 (20 anos)

500 458.627 (20 anos)

550 468.970 (20 anos)

Fonte: Do autor

A segunda análise feita foi da influência da vazão de injeção de vapor na vazão

de produção de óleo mostrada na Figura 4-7.

Figura 4-7 - Vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS

Fonte: Do autor

Para obter uma melhor observação da vazão de produção de óleo, na Figura 4-8

foi realizada uma aproximação para os primeiros anos do projeto onde obteve uma

maior vazão de produção de óleo.

Observa-se que houve uma grande sobreposição das vazões no início do

projeto, mas é possível ver que a maior vazão, 550 m³ std/dia em sua totalidade

obteve a maior produção. A maior produção em todas as vazões foi no início do

projeto, entre 2000 e 2003, provocando assim uma produção antecipada de óleo e

por consequência um retorno financeiro mais cedo, o que torna viável o projeto, pois



assim geraria lucro mais cedo, mas, para saber se o projeto é viável

economicamente seria preciso um estudo de viabilidade econômica.

Figura 4-8 - Aproximação da vazão de produção de óleo versus Tempo para a configuração 9 INJ

VERTICAIS e 2 PROD HORIZONTAIS

4.4 ANÁLISE DO COMPARATIVO ENTRE O CASO 1 E O CASO 2

Neste item foi realizado um comparativo entre as melhores configurações dos

dois casos estudados, a fim de obter aquela que apresentou o melhor resultado

entre os dois para assim ser utilizado em estudos futuros.

Na Figura 4-9 é mostrado um comparativo da produção acumulada de óleo entre

a melhor configuração do caso 1 e a melhor configuração do caso 2.

Percebe-se então na Figura 4-9 que a mudança na configuração do poço de

quatro pares horizontais para nove poços injetores verticais e dois poços produtores

horizontais resultou em um aumento no fator de recuperação de 21% para 39,13% e

na produção acumulada de óleo de 250000 m³ para 460000 m³, foi um aumento de

mais de 15% concluindo assim que a mudança na configuração talvez seja a melhor



opção, para ter certeza é preciso realizar uma análise econômica para as duas

configurações para atestar a viabilidade do projeto.

Figura 4-9 - Produção acumulada versus Tempo para o comparativo entre as melhores configurações dos casos 1 e 2

Fonte: Do autor

4.4.1 Análise do comparativo entre os casos 1 e 2 nos parâmetros

viscosidade, pressão e temperatura

Utilizando a vista 3D foi realizado um comparativo simultâneo entre os casos 1 e

2 dos parâmetros viscosidade, pressão e temperatura a fim de observar o que já foi

mostrado graficamente na Erro! Fonte de referência não encontrada., o

omparativo foi realizado com a vazão de 550 m³ std/dia e nos anos 2000, 2010 e

2020 para os dois casos.

Primeiramente foi realizada à análise da viscosidade em função do tempo entre

os casos 1 e 2. O objetivo principal de se utilizar um método térmico é a redução da

viscosidade, ao se injetar vapor a tendência é que essa viscosidade vá diminuindo.

A Figura 4-10 corresponde ao comparativo da viscosidade em função do tempo

entre as melhores configurações dos casos 1 e 2.



A imagem mostra que para o caso 2 a injeção de vapor foi mais eficiente, pois

ela atingiu uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma maior

quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso 1 que,

por exemplo, no ano de 2010 varreu menos óleo que o caso 2.

Figura 4-10 - Comparativo da mudança na viscosidade em função do tempo dos casos 1 e 2

Fonte: Do autor

Foi realizada a análise de pressão em função do tempo entre o caso 1 e caso

2. A pressão é outro parâmetro que tende a diminuir com o passar dos anos, isso se

dá porque inicialmente o reservatório está pressurizado, ou seja, está com uma

pressão alta e com a produção do óleo a pressão tende a cair. A Figura 4-11



corresponde ao comparativo da pressão em função do tempo entre as melhores

configurações dos casos 1 e 2.

Figura 4-11 - Comparativo na mudança da pressão em função do tempo para os casos 1 e 2

Fonte: Do autor

Em ambos os casos a pressão que estava acima de 2000 kPa (290 psi) e

com o passar dos anos foi caindo até chegar, no ano 2020, a uma pressão de 900

kPa (130 psi) no caso 1 e 1400 kPa (203 psi) no caso 2, bem abaixo da pressão de

referência do reservatório que era 287 psi.

Por fim foi realizada a análise da temperatura em função do tempo entre o

caso 1 e caso 2, conforme mostrado na



A Figura 4-12 mostrou que a injeção de vapor foi mais efetiva para o caso 2,

pois ela alcançou uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma

maior quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso

1. E ao final do projeto, o caso 1, aumentou bastante à temperatura na parte central,

em torno de 190°C, mas ao redor continuou com a temperatura de 38 °C, enquanto

no caso 2 uma pequena parte permaneceu com a temperatura inicial enquanto a

maioria do reservatório variou a temperatura de 150°C a 228°C.

. A análise da temperatura foi realizada para observar a influência que a

injeção de vapor tem no reservatório. A condição inicial do reservatório é de 38°C

(100,4°F).

A Figura 4-12 mostrou que a injeção de vapor foi mais efetiva para o caso 2,

pois ela alcançou uma maior área consequentemente diminuiu a viscosidade de uma

maior quantidade de óleo, aumentando assim o varrido quando comparado ao caso

1. E ao final do projeto, o caso 1, aumentou bastante à temperatura na parte central,

em torno de 190°C, mas ao redor continuou com a temperatura de 38 °C, enquanto

no caso 2 uma pequena parte permaneceu com a temperatura inicial enquanto a

maioria do reservatório variou a temperatura de 150°C a 228°C.



Figura 4-12 - Comparativo na mudança da temperatura em função do tempo para os casos 1 e 2

Fonte: Do autor

Mesmo com a obtenção da melhor configuração entre todas as que foram

estudadas é necessário um estudo de viabilidade técnico-econômica e também

ambiental para assim ter como escolher a melhor alternativa, pois nem sempre bons

resultados com a utilização de altas vazões indicam lucro para uma empresa.

CAPÍTULO 5

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES



5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

5.1 CONCLUSÕES

Nesta seção foram abordadas algumas conclusões com base nos resultados

obtidos neste trabalho e, além disso, algumas recomendações foram atribuídas

visando melhorar o projeto que podem ser analisadas em projetos futuros.

As conclusões deste projeto são:

- Para reservatórios com óleos pesados ou extrapesados, se faz necessário o uso

de um método térmico para ter um aumento na produção de óleo;

- Para o tempo do projeto, que são 20 anos, foi possível observar que a injeção de

vapor no reservatório teve uma resposta positiva, visto que o método térmico

contribuiu para a redução da viscosidade melhorando a recuperação do óleo

presente;

- Com o aumento da vazão de injeção houve um incremento na produção de óleo e

também um aumento no fator de recuperação;

- Com a utilização do método SAGD foi possível aumentar a produção do óleo

quando comparado a sua recuperação primária, mas a mudança feita para a

configuração com poços injetores verticais ficou acima dos resultados obtidos no

SAGD, se tornando assim a melhor opção;

- No que diz respeito à produção de água, inicialmente houve a influência do

aquífero, mas após uns anos a produção de água foi quase que completa causada

pela água gerada na injeção do vapor.

Conclui-se então que a configuração do caso 2 apresentou uma melhor

recuperação, mas não se pode garantir que essa configuração vai gerar lucros sem

fazer antes uma análise econômica, mas de forma técnica por apresentar valores de

produção de óleo maiores, essa configuração do caso 2, 9 injetores verticais e 2



produtores horizontais, se mostrou mais eficiente quando comparada com todas as

outras configurações.

5.2 RECOMENDAÇÕES

Os resultados obtidos do projeto foram bastante satisfatórios, mas alguns

parâmetros devem ser aprofundados. Por isso foi aconselhado algumas

recomendações para trazer melhorias ao projeto.

- Antes de tudo é necessária uma análise técnico-econômica para atestar a

viabilidade do projeto;

- Fazer um estudo aumentando o tempo do projeto para 30 ou 40 para verificar a

depleção da produção;

- Para este projeto utilizou-se apenas a injeção de vapor, então é preciso fazer uma

análise utilizando a injeção alternada de vapor e solvente;

- Alterar as condições operacionais como, qualidade do vapor e temperatura do

vapor.

REFERÊNCIAS



6. REFERÊNCIAS

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