trabalho de conclusão de curso cep/ct/ufrn · 2019-01-31 · curso de graduaÇÃo em engenharia de...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO - CEP

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

DESENVOLVIMENTO DE UM CAMPO DE PETRÓLEO

UTILIZANDO A INJEÇÃO DE ÁGUA COMO MÉTODO DE

RECUPERAÇÃO SUPLEMENTAR

Matheus Vinícius Alexandre Silva

Orientador: Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior

NOVEMBRO DE 2016

Trabalho de Conclusão de Curso CEP/CT/UFRN____________________________

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Matheus Vinícius Alexandre Silva ii


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Matheus Vinícius Alexandre Silva iii

DEDICATÓRIA

Dedico esse trabalho à minha família,

especialmente aos meus pais: Maria da

Conceição Alexandre Silva e Luiz

Antônio Alexandre, e aos meus irmãos,

Clara, Camila e Matias. Vocês fazem toda

a diferença em minha vida. Amo todos

vocês!


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Matheus Vinícius Alexandre Silva iv

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente à Deus por ter me dado força e coragem durante todo o

percurso do curso, principalmente nos momentos difíceis.

À minha família, que me deu total apoio durante essa jornada pela UFRN, que

estiveram sempre comigo nos momentos que mais precisei, dando apoio moral,

emocional, sentimental, financeiro, dentre outra qualidades que estariam dispostos a se

sacrificarem por mim.

Aos colegas de curso, que estiveram ao meu lado enfrentando provas e trabalhos de

“tirar o juízo”, no estudo coletivo, na troca de conhecimento, nos momentos de lazer, de

alegria e nos momentos que foram especiais para mim.

Ao Professor Tarcílio, pela paciência e o total apoio ao me ajudar na elaboração deste

Trabalho de Conclusão de Curso, mostrando-se um excelente orientador.

Aos professores, que nos mostraram o rumo do Engenheiro de Petróleo, mostrando todo

o conceito teórico e as bases essenciais que compõem o grau de Engenheiro.

Aos colegas do Laboratório de Simulação Numérica que me ajudaram nas simulações

deste trabalho, e pelo trabalho mútuo.

À Universidade, pelo apoio financeiro e alimentício, que foi de crucial importância para

a minha permanência no curso.

À CMG, pelo uso do simulador numérico utilizado nesse Trabalho de Conclusão de

Curso.

À todos que ajudaram de forma direta e indireta na construção desse Trabalho de

Conclusão de Curso.

Meu muito obrigado!


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Matheus Vinícius Alexandre Silva v

“O trabalho mais difícil, é o trabalho sobre si mesmo.”

(Autor Desconhecido)


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Matheus Vinícius Alexandre Silva vi

SILVA, Matheus Vinícius Alexandre – “Desenvolvimento de um campo de petróleo

utilizando a Injeção de Água como Método de Recuperação Suplementar”. Trabalho de

Conclusão de Curso, Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo, Universidade

Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil.

RESUMO

Os Métodos de Recuperação Suplementar são técnicas utilizadas pela indústria de

Petróleo e Gás Natural como meio de aumentar a eficiência de recuperação de óleo

presentes nas jazidas de bacias sedimentares. Uma de suas vertentes é a Injeção de

Água, que tem como objetivo recuperar o óleo remanescente após a Recuperação

Primária. Neste Trabalho de Conclusão de Curso, foi feito um estudo do processo de

Injeção de Água aplicada a um reservatório de óleo leve com características do

Nordeste brasileiro. Para a análise dos dados do projeto, foi utilizado o simulador

numérico IMEX da CMG Launcher Technologies 2012. Foram realizadas comparações

entre projetos com malhas de injeção diferentes e escolhido o melhor projeto de acordo

com o Fator de Recuperação (Fr). Foi visto também que de acordo com a configuração

de poços, das vazões de injeção e das completações dos poços, influenciavam de forma

direta no resultado da Produção Acumulada de Óleo, no Fator de Recuperação e na

Vazão de Produção de Óleo (Qo). O esquema que apresentou maior fator de

recuperação no final do projeto foi a malha do tipo five spot, uma vez que foi o projeto

que obteve o maior Fator de Recuperação.

Palavras-chave: Injeção de Água, Simulação Numérica de Reservatórios, Óleo leve.


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Matheus Vinícius Alexandre Silva vii

SILVA, Matheus Vinícius Alexandre – “Development of an Oil field using Water

Injection as a Supplementary Recovery Method”. Trabalho de Conclusão de Curso,

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

do Norte. Natal – RN, Brazil.

ABSTRACT

Supplemental Recovery Methods are techniques used by the Oil and Natural Gas

industry as a means of increasing the oil recovery efficiency present in the deposits of

sedimentary basins. One of its aspects is the Water Injection, which aims to recover the

remaining oil after the Primary Recovery occurred. In this Undergraduate Thesis, was

made a study of the process of Water Injection applied to a light oil reservoir with

characteristics of the Brazilian Northeast was done. For the analysis of the project data,

was used the CMG Launcher Technologies 2012, IMEX numerical simulator.

Comparisons were made between projects with different injection meshes and was

chosen the best project according to the Oil Recovery (Or). It was also observed that

depending on the configuration of the wells, injection flows and well completions; they

had a direct influence on the results of the Cumulative Oil (Np), Oil Recovery and the

Oil Rate (Qo). The scheme that presented the highest recovery factor at the end of the

project was the five spot, since it was the project that obtained the highest Oil Recovery.

Keywords: Water Injection, Numerical Simulation of Reservoirs, light Oil.


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Matheus Vinícius Alexandre Silva viii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Esquema dos Métodos de Recuperação Suplementar ..................................... 17

Figura 2. Poço artesanal de água em surgência no município de Boa Nova/BA. .......... 18

Figura 3. Ilustração da injeção de água. ......................................................................... 20

Figura 4. Ilustração da Injeção de Gás. .......................................................................... 21

Figura 5. Representação do ganho de óleo utilizando os Métodos de Recuperação

Especiais. ........................................................................................................................ 22

Figura 6. Gráfico da Razão de Solubilidade (Rs) e Fator Volume de Formação (Bo) x

Pressão ............................................................................................................................ 25

Figura 7. Gráfico das Viscosidades relativas ao Óleo e ao Gás x Pressão. .................... 26

Figura 8. Gráfico da Expansão de Gás x Pressão. .......................................................... 27

Figura 9. Vista tridimensional do Reservatório .............................................................. 28

Figura 10. Visão tridimensional da parte de baixo do reservatório. ............................... 28

Figura 11. Vista superior 2D do reservatório com suas respectivas dimensões. ............ 29

Figura 12. Configuração do tipo five spot. ..................................................................... 30

Figura 13. Vista superior da malha tipo five spot ........................................................... 30

Figura 14. Cortes transversais da malha five spot, indicando a zonas de injeção e

produção. ........................................................................................................................ 31

Figura 15. Configuração do tipo five spot invertido. ...................................................... 33

Figura 16. Vista superior da malha five spot invertido. .................................................. 33

Figura 17. Cortes transversais do modelo five spot invertido indicando as zonas

perfuradas e completadas................................................................................................ 34

Figura 18. Vista 3D da distribuição de poços da malha tipo nine spot. ......................... 35

Figura 19. Vista superior da malha tipo nine spot. ......................................................... 36

Figura 20. Cortes transversais do modelo nine spot indicando as zona de produção e

injeção. ............................................................................................................................ 37

Figura 21. Configuração do tipo nine spot invertido. ..................................................... 38

Figura 22. Vista superior da malha tipo nine spot invertido. ......................................... 39

Figura 23. Cortes transversais de reservatório, para o modelo nine spot invertido. ....... 40

Figura 24. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo five spot. ............................. 45

Figura 25. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo five spot invertido. .............. 46

Figura 26. Vazão de óleo x Tempo dos modelos five spot e five spot invertido. ........... 47

Figura 27. Produção acumulada de Óleo x Tempo dos modelos five spot e five spot

invertido. ......................................................................................................................... 48


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Matheus Vinícius Alexandre Silva ix

Figura 28. Saturação de óleo da malha five spot ao longo da produção. ........................ 49

Figura 29. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo nine spot. ............................ 51

Figura 30. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo nine spot invertido. ............. 52

Figura 31. Vazão de Óleo x Tempo para os modelos nine spot e nine spot invertido. .. 53

Figura 32. Produção acumulada de Óleo x Tempo para os modelos nine spot e nine spot

invertido. ......................................................................................................................... 54

Figura 33. Saturação de óleo ao longo dos anos para o modelo nine spot. .................... 55

Figura 34. Fator de Recuperação x Tempo para todos os esquemas de injeção estudados.

........................................................................................................................................ 57

Figura 35. Produção Acumulada de Óleo x Tempo para todos os esquemas de injeção

estudados. ....................................................................................................................... 58

Figura 36. Vazão de Produção de Óleo x Tempo para todos os modelos estudados. .... 59

Figura 37. Vazões de Injeção de Água para o modelo five spot. .................................... 60

Figura 38. Produção Acumulada de Água x Tempo para todos os esquemas de injeção.

........................................................................................................................................ 61

Figura 39. Vazão de Produção de Água x Tempo para todos os esquemas de injeção. . 62

Figura 40. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo five

spot. ................................................................................................................................ 63

Figura 41. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo five spot

invertido .......................................................................................................................... 64

Figura 42. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo nine

spot ................................................................................................................................. 64

Figura 43. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo nine

spot invertido .................................................................................................................. 65


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Matheus Vinícius Alexandre Silva x

LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Classificação do tipo de óleo em relação ao °API. ......................................... 15

Tabela 2. Dados das propriedades do reservatório. ........................................................ 27

Tabela 3. Vazões de injeção por poço para cada configuração de malha. ..................... 43

Tabela 4. Parâmetros operacionais de todos os poços produtores e injetores. ............... 44

Tabela 5. Valores finais do Fator de Recuperação e Produção Acumulada de Óleo. .... 59


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Matheus Vinícius Alexandre Silva xi

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 13

1.1. Objetivo ............................................................................................................... 14

2. ASPECTOS TEÓRICOS ........................................................................................ 15

2.1. O Petróleo ............................................................................................................ 15

2.2. Classificação do Petróleo..................................................................................... 15

2.3. Métodos de Recuperação Suplementar................................................................ 16

2.4. Classificação dos Métodos de Recuperação Suplementar ................................... 17

2.4.1. Recuperação Primária ........................................................................................... 17

2.4.1.1. Gás em solução .................................................................................................. 18

2.4.1.2. Influxo de Água ................................................................................................. 18

2.4.1.3. Capa de gás ........................................................................................................ 19

2.4.1.4. Combinado ........................................................................................................ 19

2.5. Recuperação Secundária ou Convencional.......................................................... 19

2.5.1. Injeção de Água ............................................................................................... 19

2.5.2. Injeção de Gás Imiscível .................................................................................. 20

2.6. Recuperação Terciária ou Especial...................................................................... 21

2.7. Simulação Numérica de Reservatórios ................................................................ 22

3. MATERIAIS E MÉTODOS ................................................................................... 24

3.1. Ferramentas Computacionais .............................................................................. 24

3.1.1. Builder ............................................................................................................. 24

3.1.2. IMEX ................................................................................................................ 25

3.2. Modelagem do Fluido .......................................................................................... 25

3.3. Modelagem do Reservatório ................................................................................ 27

3.4. Condições Operacionais do Modelo Base ........................................................... 29

3.4.1. Five Spot .......................................................................................................... 29

3.4.2. Five Spot Invertido ........................................................................................... 32

3.4.3. Nine Spot .......................................................................................................... 35


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Matheus Vinícius Alexandre Silva xii

3.4.4. Nine Spot Invertido .......................................................................................... 38

3.5. Metodologia do Trabalho .................................................................................... 41

3.6. Parâmetros Operacionais ..................................................................................... 42

3.6.1. Pressão de Injeção ............................................................................................ 42

3.6.2. Vazões de injeção ............................................................................................ 43

3.6.3. Dados dos Parâmetros Operacionais ................................................................ 43

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES .......................................................................... 45

4.1. Análise dos modelos Five Spot e Five Spot Invertido ........................................ 45

4.2. Análise dos modelos Nine Spot e Nine Spot Invertido ....................................... 50

4.3. Análise Comparativa das diferentes Configurações de Poços............................. 56

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ............................................................... 66

5.1. Conclusões ........................................................................................................... 66

5.2. Recomendações ................................................................................................... 66

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 67


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Matheus Vinícius Alexandre Silva 13

1. INTRODUÇÃO

A Indústria de Petróleo e Gás Natural sempre buscou meios e técnicas de aumentar a

produção de óleo e gás natural em projetos de exploração e de produção de petróleo.

Visto que o mercado internacional varia o preço do petróleo todos os dias, para garantir

as rendas da empresa, e principalmente, para aumentar os lucros, as grandes empresas

buscam produzir a maior quantidade de petróleo possível, no menor tempo estimado.

Como forma de aumentar a produção, foram desenvolvidas métodos de controle de

reservatórios com o propósito de aumentar a eficiência de recuperação das jazidas de

óleo presentes nas bacias sedimentares. Esses métodos são conhecidos como Métodos

de Recuperação Suplementar.

Os Métodos de Recuperação Suplementar são métodos utilizados para o aumento da

produção de hidrocarbonetos ao longo da vida útil do campo a ser explorado. Muitas

das vezes esses métodos são utilizados quando as reservas naturais de petróleo não

conseguem produzir o petróleo utilizando de sua própria energia. Para isso, foram

desenvolvidas técnicas que pudessem suprir a energia necessária para a produção do

petróleo e do gás natural que não conseguem sair da rocha-reservatório. Esses métodos

são conhecidos como Métodos de Recuperação Convencional (ou Secundário), onde se

trabalham com injeção de um fluido, podendo ser água ou gás, cujas funções principais

são manter a pressão do reservatório e deslocar o óleo em direção aos poços produtores.

A eficiência de recuperação em poços de recuperação primária geralmente é baixa.

Dependendo das características do reservatório e das propriedades dos fluidos

acumulados, essa eficiência pode ser praticamente nula. É visto que a maior parte dos

volumes originais de petróleo encontrados pelo mundo é considerada irrecuperável

pelos métodos atuais de produção, podendo ser até da recuperação secundária.

A eficiência de recuperação dos projetos de recuperação secundária bem

sucedidos pode ser superior a 60%, embora o valor mais frequente seja de 30

a 50%, para os métodos convencionais. (ROSA, 2011)

Para o uso desse método de recuperação suplementar, é imprescindível ressaltar

também sobre sua aceleração de produção, visto que quanto mais rápido a produção de

petróleo, mais economicamente viável será o projeto.

A aceleração de produção provoca a antecipação do fluxo de caixa esperado

do projeto, aumentando, portanto, o seu valor presente e consequentemente

melhorando a economicidade da explotação do campo ou reservatório.

(ROSA, 2011)


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1.1.Objetivo

Este Trabalho de Conclusão de Curso tem como objetivo a análise do

desenvolvimento da injeção de água em um reservatório de óleo leve com

características do Nordeste brasileiro. Para isso, será necessário realizar a modelagem

do fluido, simular o reservatório, perfurar, completar e realizar um estudo comparativo

com os modelos pré-estabelecidos.


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2. ASPECTOS TEÓRICOS

Para um melhor entendimento sobre este trabalho, é ideal aprender alguns conceitos

básicos que são inerentes à Engenharia de Petróleo.

2.1. O Petróleo

O petróleo é um conglomerado de substâncias químicas orgânicas que estão

presentes em rochas de bacias sedimentares. Do latim petro (pedra) e oleum (óleo), o

petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a

água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro.

(THOMAS, 2004).

2.2. Classificação do Petróleo

O petróleo é classificado quanto a sua densidade, que para o caso da indústria de

petróleo, é de acordo com o ºAPI, medida criada pelo American Petroleum Institute

(API). A fórmula para o ºAPI é a seguinte:

Onde:

γo = densidade relativa do óleo (água = 1 g/cm³);

°API = grau API.

Segundo a ANP (Agência Nacional de Petróleo), o tipo de óleo é classificado de

acordo com a seguinte tabela:

Tabela 1. Classificação do tipo de óleo em relação ao °API.


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2.3. Métodos de Recuperação Suplementar

A literatura nos mostra os diferentes tipos de recuperação suplementar utilizados na

produção de reservatórios. No passado, eram vistos como métodos que tinham o

objetivo de suplementar a energia do reservatório, logo ou após a fase de recuperação

primária, sendo denominados de recuperação secundária, e após a fase de recuperação

secundária eram utilizados os métodos de recuperação terciários (ROSA, 2011). Esses

métodos eram classificados de acordo com a cronologia da aplicação em determinado

campo ou reservatório.

Até algumas décadas atrás, os métodos de recuperação secundária eram geralmente

classificados como métodos convencionais de recuperação. No inglês, os métodos

especiais de recuperação terciária são conhecidos também como métodos de EOR

(Enhanced Oil Recovery), que traduzindo para o português, significa “recuperação

melhorada ou avançada de petróleo”. Nos últimos anos o termo EOR vem sido

substituído pelo termo IOR (Improved Oil Recovery) que também pode ser traduzido

para o português como “recuperação melhorada de óleo”. A diferença entre os dois

termos é que a denominação IOR passou a englobar além dos antigos métodos de EOR,

ou seja, os antigos métodos especiais ou terciários de recuperação, quaisquer métodos

ou técnicas não convencionais ou modernas que tenham o objetivo de aumentar a

recuperação e/ou acelerar a produção em relação primária e/ou secundária.

Os métodos de recuperação secundária convencionais são utilizados normalmente a

injeção de água e o processo imiscível de injeção de gás (ROSA, 2011). Na injeção

imiscível de gás, como o próprio nome diz o gás não se mistura com a fase líquida

presente no reservatório, permanecendo como duas fases distintas. Sua principal função

é „empurrar‟ o óleo e o torna-lo leve, tornando-o fácil de mobilizá-lo aos poços

produtores.

No mundo todo, o método de recuperação convencional mais utilizado é através da

injeção de água, que foi primeiramente utilizado no campo de Bradford, EUA, no início

do século XX, segundo ROSA (2011). No Brasil, foi utilizado em algumas décadas

depois, sendo o campo de Dom João, localizado na Bahia, em 1953, gerenciado então

pela antiga Região de Produção da Bahia (RPBA) do Departamento de Produção

(DEPRO) da PETROBRAS (ROSA, 2011).


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2.4. Classificação dos Métodos de Recuperação Suplementar

A Figura 1 mostra o diagrama dos Métodos de Recuperação Suplementar.

Figura 1. Esquema dos Métodos de Recuperação Suplementar

Fonte: http://slideplayer.com.br/slide/1813174/ - Acesso em 06/10/2016

2.4.1. Recuperação Primária

É a recuperação “natural” dos reservatórios. No início da vida produtiva do campo

a ser explorado, o reservatório possui energia (ou não, dependendo do campo) suficiente

para expulsar os fluidos da formação até a superfície. A pressão inicial do sistema é a

responsável por transportar esses fluidos para a superfície. Com essa energia inicial, o

reservatório tem a capacidade de produzir por si próprio.

Os fluidos contidos em uma rocha-reservatório devem dispor de uma certa

quantidade de energia para que possam ser produzidos. Essa energia, que

recebe o nome de energia natural ou primária, é o resultado de todas as

situações e circunstâncias pelas quais a jazida passou até se formar

completamente. (ROSA, 2011)

A Figura 2 ilustra um poço artesanal em surgência onde o fluido da formação do

reservatório, no caso a água, é produzido devido à alta pressão que o reservatório aplica

sobre o lençol freático.

http://slideplayer.com.br/slide/1813174/


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Figura 2. Poço artesanal de água em surgência no município de Boa Nova/BA.

Fonte: http://www.cerb.ba.gov.br/sala-de-imprensa/fotos/perfura%C3%A7%C3%A3o-do-

po%C3%A7o-surgente-munic%C3%ADpio-boa-nova-olhos-d%C3%A1gua – Acesso: 06/10/2016

A recuperação primária pode se dar em quatro mecanismos:

2.4.1.1. Gás em solução

Mecanismo no qual o gás natural do reservatório que encontra-se dissolvido no óleo

é liberado devido à queda de pressão, e assim, ocorre a expansão dos fluidos (óleo e

água conata). Devido a essa queda de pressão, o volume poroso é comprimido, e com

isso é expulso os fluidos que estavam presentes neste volume.

2.4.1.2. Influxo de Água

Mecanismo onde a água natural do reservatório empurra o óleo ao poço produtor.

Em outras palavras, o aquífero que se encontra abaixo da zona de óleo, empurra o óleo

até as completações, devido a expansão da água nele contido e a redução do volume

poroso.

http://www.cerb.ba.gov.br/sala-de-imprensa/fotos/perfura%C3%A7%C3%A3o-do-po%C3%A7o-surgente-munic%C3%ADpio-boa-nova-olhos-d%C3%A1gua

http://www.cerb.ba.gov.br/sala-de-imprensa/fotos/perfura%C3%A7%C3%A3o-do-po%C3%A7o-surgente-munic%C3%ADpio-boa-nova-olhos-d%C3%A1gua


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2.4.1.3. Capa de gás

Mecanismo no qual a zona de gás que se situa acima da zona de óleo, expande-se

devido à queda de pressão oriunda da produção da zona de óleo. Com essa expansão, o

gás começa a ocupar o volume poroso que estava até então ocupados pelo óleo e aos

poucos, começa a empurrar o óleo aos canhoneados. Nessa recuperação, os

canhoneados não contemplam a zona de gás, e ficam fechados acima da zona de óleo,

para formar a capa de gás, e é justamente essa “capa” que fornece pressão de cima para

baixo, para o óleo poder escoar aos canhoneados.

2.4.1.4. Combinado

Execução da união de qualquer um dos mecanismos citados.

2.5. Recuperação Secundária ou Convencional

Após um longo tempo em que o poço produz naturalmente, a energia do seu

sistema cai de forma gradual. Mesmo quando os mecanismos primários de recuperação

são executados simultaneamente, a fim de recuperar o máximo possível de óleo, chega

um momento em que o reservatório não possui mais energia suficiente para produzir.

Para isso, é necessário intervir com técnicas de recuperação suplementar para retirar

o óleo e o gás remanescentes que ficaram no reservatório. São dois métodos de

recuperação convencional:

2.5.1. Injeção de Água

A injeção de Água é um método bastante utilizado como método de recuperação

suplementar, muitas vezes mais do que a injeção de gás. Consiste em injetar água dentro

do reservatório afim de “empurrar” o óleo que está fixo nas rochas e transportá-lo até a

superfície. A água possui densidade maior que o óleo, e, além disso, geralmente é

molhável a rocha. Devido a essas características, a água tem maior facilidade de se

transportar no meio poroso e de carregar resíduos e substâncias que estão no mesmo,

que em nosso caso, a água transporta o óleo, até a zona produtora.

A Figura 3 ilustra o processo de Injeção de Água em um campo produtor.


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Figura 3. Ilustração da injeção de água.

Fonte: (Carvalho, 2011)

A Injeção de Água também é de grande importância para aumentar a pressão,

fazendo-se o equilíbrio de vazões de injeção, desse modo a estimular a produção.

A depender do estágio em que se encontra o reservatório, pode-se optar pela

repressurização ou apenas pela manutenção da pressão do reservatório,

injetando-se com uma vazão maior ou igual, em condições de reservatório, à

vazão de produção de dos fluidos. (ROSA, 2011)

Esses são os princípios básicos da recuperação convencional da Injeção de Água.

Além disso, é um método relativamente barato e que pode ocasionar fatores de

recuperação na ordem de 30% a 50% (SALDANHA, 2014), o que é algo extraordinário

para a produção de petróleo.

Podem ser usados tanto em mar como em terra;

Em combinação com outros métodos de recuperação;

Para limpeza do poço;

Para operações de workover, e etc.

2.5.2. Injeção de Gás Imiscível

Também sendo um método de recuperação convencional, a Injeção de Gás

Imiscível pode suplementar a energia necessária para continuar a produção do

reservatório.

O gás por natureza é leve, de baixa densidade, é compressível, mais leve que o ar,

viscosidade baixa, é volátil e um pouco difícil de manuseá-lo, pois se trata de um

combustível gasoso. Ele é empregado como método convencional porque aumenta o


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Fator de Recuperação, chegando a até 60% em alguns casos, sendo de grande valia na

indústria do petróleo.

Na injeção imiscível do gás, como indica o próprio nome, os fluidos não se

misturam, ou seja, o óleo do reservatório e o gás injetado permanecem durante o

processo como duas fases distintas. Esse gás é injetado na zona de gás para aumentar a

saturação de gás do reservatório, e por sua vez, aumentar a pressão do reservatório para

então empurrar o óleo situado abaixo até os poços produtores. A Figura 4 ilustra a

produção através da Injeção de Gás

Figura 4. Ilustração da Injeção de Gás.

Fonte: (Aquino, 2014)

Ideal para reservatórios de óleo leve e de baixa viscosidade, sendo necessária uma

análise econômica antes de iniciar o projeto de injeção de gás natural, pois há custos

atrelados à aquisição e tratamento desse gás a ser injetado.

2.6.Recuperação Terciária ou Especial

São os métodos mais complexos de extração de petróleo. A recuperação especial

consiste em aplicar técnicas avançadas para a remoção do óleo residual das jazidas.

Geralmente, é utilizado depois que os métodos de recuperação convencional atingem o

limite econômico de produção, passando agora a um método mais específico,

dependendo das características do reservatório. Em geral, os lucros comparativamente

menores obtidos com a recuperação especial são devidos a uma menor recuperação de

óleo, em relação à recuperação convencional, e aos custos de investimentos e de

operação relativamente maiores (ROSA, 2011). A Figura 5 mostra o ganho da saturação

do óleo pelos Métodos de Recuperação Especiais.


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Figura 5. Representação do ganho de óleo utilizando os Métodos de Recuperação Especiais.

Fonte: (Aquino, 2014)

São classificados em Métodos:

Térmicos

Químicos

Miscíveis

Outros

Os Métodos de Recuperação Especiais são bastante utilizados no mundo todo, visto

que no futuro do projeto, pode ser uma alternativa para aumentar o Fator de

Recuperação das jazidas, mesmo que o reservatório esteja quase todo depletado. Uma

vez que ainda restou óleo no reservatório, este óleo pode ser recuperado por um método

especial de recuperação. Por exemplo, nos casos em que há óleos viscosos e pesados, o

ideal é utilizar métodos térmicos a fim de reduzir a viscosidade e aumentar o

escoamento do óleo até os poços produtores. Desta maneira, a parcela de óleo residual é

extraída do reservatório e gera lucros à empresa ou a companhia que está trabalhando

sobre o projeto.

2.7. Simulação Numérica de Reservatórios

A Simulação Numérica de Reservatórios consiste em realizar uma possível

aproximação da realidade da execução de um projeto de um campo de petróleo a partir

do desenvolvimento de equações matemáticas calculadas por computador. São equações

características que descrevem o modelo e o comportamento do fluido a ser utilizado,


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servindo-se de base para o estudo do desenvolvimento da produção de um campo de

petróleo.

Na execução do programa, o simulador em questão, divide o reservatório em

vários blocos e aplica as equações de fluxo em meio poroso em cada bloco, obtendo

assim os resultados necessários para a análise do projeto (BARILLAS, 2005). São muito

utilizados em indústrias, firmas e em universidades para diferentes aplicações.

O modelo de fluido a ser utilizado nesse trabalho é o modelo black-oil, no qual o

fluido é composto por três componentes (gás, óleo e água) e três fases (gás, óleo e

água). Devido a ser um modelo de fluido simples, o tempo de simulação deste projeto

foi pequeno, uma vez que dependo do modelo de fluido a ser estudado, pode haver

tempos de simulação diferentes, podendo ser em alguns segundos, como foi para esse

projeto, ou horas, em outros casos de modelos de fluidos mais complexos.


______________________________________________________________________


3. MATERIAIS E MÉTODOS

Para o seguinte capítulo, foram abordados os materiais e as técnicas utilizadas

para a execução do projeto, no caso, as ferramentas computacionais, os dados do

modelo físico do reservatório, o modelo de fluido e suas condições operacionais, e

consequentemente, a implementação do método.

3.1. Ferramentas Computacionais

Para as simulações desse projeto, foram utilizadas as ferramentas

computacionais da CMG (Computer Modelling Group) que é uma empresa canadense

responsável por criação de softwares de simulação numérica de reservatórios e sua

atualização constante no mercado de petróleo.

Primeiramente foi utilizado o WinProp, a ferramenta utilizada na criação do

modelo de fluido a ser simulado, depois foi passado para o Builder, onde é criado o

reservatório e inserido suas características, e finalmente foi rodado no IMEX (Implicitt-

Explicit Black Oil Simulator) o simulador utilizado para calcular os resultados do

modelo de fluido tipo black-oil.

Depois de feita as simulações, foram gerados os gráficos e as figuras, utilizando

respectivamente, as ferramentas RESULTS GRAPHS e o RESULTS 3D¸ que geralmente

são utilizados no final do projeto, ambos também fazem parte do conjunto dos

programas da CMG.

3.1.1. Builder

A ferramenta Builder é onde é inserido os arquivos de entrada para os

simuladores da CMG: IMEX (Implicit-Explicit Black Oil Simulator), STARS (Steam,

Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulators) e GEM (Generalize Equation-

of-State Model Compositional Reservoir Simulator).

Para criar o arquivo de entrada utilizou-se:

Descrição do modelo de reservatório;

Vazão de injeção em m³ por dia;

Condições iniciais como: Pressão inicial do reservatório, profundidades de

contato óleo- água, entre outros;

Quantidade de poços do reservatório.


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3.1.2. IMEX

As simulações desse trabalho foram realizadas através do IMEX, que se trata de

um simulador do tipo black-oil trifásico, desenvolvido com o propósito de simular

recuperações de óleos por injeção de fluidos. Para este trabalho, a injeção de água.

3.2. Modelagem do Fluido

Primeiramente foram inseridos os dados do modelo de fluido black-oil oriundo

do simulador WinProp da CMG, no qual foram gerados os gráficos iniciais, ilustrados

pela Figura 6 e Figura 7, no que dizem a respeito do modelo de fluido utilizado.

Figura 6. Gráfico da Razão de Solubilidade (Rs) e Fator Volume de Formação (Bo) x Pressão

Fonte: Do autor.

A Figura 6 indica a queda dos valores da Razão de Solubilidade e do Fator Volume

de Formação do Óleo em razão da pressão do sistema. Visto que a Rs e o Bo são

propriedades que relacionam-se com a pressão, elas decaem ao logo da diminuição da

pressão do reservatório.

A Figura 7 mostra as curvas de viscosidades do gás e do óleo ao longo da pressão do

reservatório até a superfície.


______________________________________________________________________


Figura 7. Gráfico das Viscosidades relativas ao Óleo e ao Gás x Pressão.

Fonte: Do autor.

A Figura 7 indica o comportamento das viscosidades relativas ao óleo e ao gás, de

acordo com a pressão do sistema. Como são fases diferentes, a disposição das moléculas

também é diferente. Para o óleo, as moléculas são mais unidas e isso faz com que o óleo

seja mais viscoso, devido às forças intermoleculares, enquanto que o gás possui suas

moléculas dispersas com forças intermoleculares menores. No entanto, com a alta

pressão, o óleo é menos viscoso, enquanto que o gás é mais viscoso devido ao menor

movimento das moléculas.

A Figura 8 mostra o gráfico da expansão do gás em função da pressão. Devido à

produção natural do reservatório, a pressão do sistema cai, e isso faz com que o gás

expanda-se gradativamente com a queda de pressão. Quando há pressões altas, no caso,

no início da vida produtiva do poço, a expansão é maior, e de acordo com a produção do

reservatório, com as perdas de pressão no caminho do reservatório até a chegada desse

gás até a superfície do poço, no qual a pressão é a atmosférica, o gás não se expande

mais.


______________________________________________________________________


Figura 8. Gráfico da Expansão de Gás x Pressão.

Fonte: Do autor.

3.3. Modelagem do Reservatório

Após a inserção dos dados do modelo de fluido utilizado, foi levado o mesmo ao

módulo do Builder onde foram inseridos os dados do reservatório. A Tabela 2 mostra os

dados.

Tabela 2. Dados das propriedades do reservatório.

Parâmetro Valor

Pressão de Referência 683 psi

Profundidade de Referência 475 m

Contato Gás-Óleo 477 m

Contato Água-Óleo 502 m

Porosidade @ 683 psi 0,25

Permeabilidade Horizontal 500 mD

Permeabilidade Vertical 0,10*Kh

Compressibilidade da Formação @683 psi 15 x 10-7

psi-1

Espessura do Reservatório 41 m

Temperatura do Reservatório 50 °C

°API 28


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Depois de inserido os dados do reservatório, foi realizado a construção do

reservatório. A Figura 9 mostra a visão 3D do reservatório:

Figura 9. Vista tridimensional do Reservatório

Fonte: Do autor.

A Figura 10 mostra a parte de baixo do reservatório:

Figura 10. Visão tridimensional da parte de baixo do reservatório.

Fonte: Do autor


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Na Figura 11, é ilustrada a vista superior do reservatório com suas dimensões,

utilizando um refinamento de 39 x 25 x 10 blocos:

Figura 11. Vista superior 2D do reservatório com suas respectivas dimensões.

Fonte: Do autor.

3.4.Condições Operacionais do Modelo Base

Foram criados quatro configuração de malhas no reservatório da Figura 9 (five

spot, five spot invertido, nine spot, nine spot invertido). Em todas as configurações

foram adicionados poços injetores de água com vazões de injeções diferentes.

3.4.1. Five Spot

Nessa configuração, há a presença de um poço produtor no centro da malha e ao

redor do poço produtor encontram-se quatro poços injetores.

Na Figura 12, é mostrado o esquema 3D da configuração dos poços instalados

na superfície do reservatório. Foram utilizadas as seguintes vazões de injeção de água

para cada poço injetor: 0, 50, 100, 150 e 200 m³/dia.


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Figura 12. Configuração do tipo five spot.

Fonte: Do autor.

A Figura 13 ilustra a vista superior da configuração da malha tipo five spot:

Figura 13. Vista superior da malha tipo five spot

.

Fonte: Do autor.


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A Figura 14 mostra os cortes transversais do reservatório e suas respectivas

saturações (gás, óleo e água), indicando os locais onde foram perfurados cada poço. É

importante observar os níveis de contato gás-óleo e óleo-água do reservatório. Para os

poços injetores, os mesmos foram perfurados até o fundo do reservatório, na

profundidade de 506 m, para empurrar o óleo de baixo para cima (injeção na base). Já o

poço produtor, foi perfurado um pouco acima do contato óleo-água, até a profundidade

de 500 m a fim de evitar a produção prematura de água, com uma importante

observação, a primeira completação foi fechada, pois encontra-se na zona de gás, entre

475m e 477m, preservando assim o mecanismo de produção primária, a capa de gás.

Figura 14. Cortes transversais da malha five spot, indicando a zonas de injeção e produção.


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Fonte: Do autor.

3.4.2. Five Spot Invertido

Nessa configuração, há agora a presença apenas de um poço injetor no centro da

malha, e ao redor do poço injetor, encontram-se quatro poços produtores.


na superfície do reservatório. Foram utilizadas as seguintes vazões de injeção de água:

0, 200, 400, 600 e 800 m³/dia


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Figura 15. Configuração do tipo five spot invertido.

Fonte: Do autor.

A Figura 16 ilustra a vista superior da configuração da malha five spot invertido:

Figura 16. Vista superior da malha five spot invertido.

Fonte: Do autor.


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A Figura 17 mostra os cortes transversais do reservatório e suas respectivas

saturações (gás, óleo e água), indicando os locais onde foram perfurados cada poço.

Nas perfurações do modelo five spot invertido, também foram consideradas as zona de

contato gás-óleo e água-óleo, uma vez que separando-se as completação dessas fases,

aumenta-se a produção de óleo.

Os poços produtores foram perfurados e completados até um pouco acima de

contato óleo-água, na profundidade de 498 m aproximadamente. Para os poços

injetores, os mesmos foram perfurados até o fundo do reservatório, na profundidade de

506 m, para empurrar o óleo de baixo para cima (injeção na base).

Já o poço injetor, foi perfurado até a base do reservatório, ou seja, nos 506 m de

profundidade, permanecendo a técnica da injeção de água na base do reservatório.

Também teve sua primeira completação fechada, onde essa tinha contato direto com a

capa de gás, o que não é recomendável deixar aberto, já que a capa de gás auxilia na

produção de óleo.

Figura 17. Cortes transversais do modelo five spot invertido indicando as zonas perfuradas e

completadas.


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Fonte: Do autor.

3.4.3. Nine Spot

Para esta configuração de poços, foram adicionados oito poços injetores,

situados ao redor de um poço produtor presente no meio da malha.


na superfície do reservatório. Foram utilizadas as seguintes vazões de injeção de água

para cada poço injetor: 0, 25, 50, 75 e 100 m³/dia.

Figura 18. Vista 3D da distribuição de poços da malha tipo nine spot.

Fonte: Do autor.


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A Figura 19 ilustra a vista superior da configuração da malha tipo nine spot:

Figura 19. Vista superior da malha tipo nine spot.

Fonte: Do autor.

A Figura 20 mostra os cortes transversais do reservatório e de suas saturações

para a malha nine spot, indicando os locais onde foi perfurado e completado cada poço.

Observando os níveis de contato gás-óleo e óleo-água do reservatório, o poço

produtor foi perfurado até a profundidade de 498 m, ficando apenas na zona de óleo.

Também teve sua primeira completação fechada, para evitar a produção de gás.

Já os poços injetores, foram perfurados até a profundidade de 506 m, ou seja,

todos foram até o fim da profundidade do reservatório, com a função de empurrar o óleo

de baixo para cima (injeção na base). Neste caso, os poços INJ001, INJ002 e INJ003

tiveram a primeira completação aberta, uma vez que estavam em contato com o óleo

próximo a capa de gás, ao contrário dos poços INJ004, INJ005, INJ006, INJ007 e

INJ008, que permaneceram com a primeira completação fechada, pois encontram-se na

zona de gás, entre 475m e 477m, preservando o mecanismo de produção primária, a

capa de gás.


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Figura 20. Cortes transversais do modelo nine spot indicando as zona de produção e injeção.

Fonte: Do autor


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3.4.4. Nine Spot Invertido

Nesta configuração de poços, foram adicionados oito poços produtores situados

ao redor de um poço injetor presente no meio da malha.


na superfície do reservatório. Foram utilizadas as seguintes vazões de injeção de água:

0, 200, 400, 600 e 800 m³/dia.

Figura 21. Configuração do tipo nine spot invertido.

Fonte: Do autor

A Figura 22 ilustra a vista superior da malha nine spot invertido:


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Figura 22. Vista superior da malha tipo nine spot invertido.

Fonte: Do autor.

A Figura 23 mostra os cortes transversais do reservatório da malha nine spot

invertido, onde também tiveram suas zonas perfuradas e completadas diferentemente

das demais malhas vistas anteriormente.

O poço injetor foi perfurado até o fundo do reservatório, na profundidade de 506

m para aumentar a produção de óleo e de espalhar melhor esse óleo para a periferia do

reservatório. Sua primeira completação foi fechada, para evitar a produção de gás e

melhorar a produção de óleo.

Os poços produtores foram perfurados acima do contato óleo-água, na

profundidade de 498 m, com o mesmo objetivo de se evitar a produção de água, e

aumentar a produção de óleo. Os poços PROD-01, PROD-02 e PROD-03, tiveram a sua

primeira completação aberta, já que estão na parte externa da capa de gás, onde há

apenas a presença de óleo. Já os poços PROD-04, PROD-05, PROD-06, PROD-07 e

PROD-08, foram fechados sua primeira completação localizada no topo do reservatório,

com o intuito de evitar a produção de gás e aumentar a produção de óleo.


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Figura 23. Cortes transversais de reservatório, para o modelo nine spot invertido.

Fonte: Do autor.


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3.5. Metodologia do Trabalho

O trabalho foi feito com a modelagem do reservatório através do módulo Builder da

CMG e, em seguida, foram realizadas implementações de diversas configurações de

poços de malha, para que pudesse ser feito uma comparação do Fr e do Np entre as

malhas existentes. Os poços foram acoplados ao modelo da seguinte forma:

1) Na primeira configuração de malha foi inserido 1 poço do tipo produtor próximo

ao centro da malha arrodeado de 4 poços do tipo injetores, formando uma malha

do tipo five spot. A distância horizontal entre os poços injetores é de 328m, a

distância vertical entre os poços injetores é de 288m, e a distância entre os poços

injetores para o produtor é de 218 m. Os poços produziram por 20 anos.

2) Foi feita a inversão operacional da malha do tipo five spot, ou seja, o poço do

centro passou a ser injetor, e os demais poços passaram a ser do tipo produtor,

formando assim uma malha do tipo five spot invertido. A distância horizontal

entre os poços produtores é de 328m, a distância vertical entre os poços

produtores é de 288m, e a distância entre os poços produtores para o injetor é de

218m. Os poços produziram por 20 anos.

3) Agora, foram inseridos na malha 8 poços do tipo injetores em torno de 1 poço do

tipo produtor, formando uma malha do tipo nine spot. A distância horizontal

entre os poços injetores é de 164m, a distância vertical entre os poços injetores é

de 120m, e a distância entre os poços injetores para o produtor é de 203 m. Os

poços produziram por 20 anos.

4) Para finalizar foi feita a inversão operacional, ou seja, os 8 poços injetores se

transformaram em produtores, e o poço produtor virou injetor, formando assim

uma malha do tipo nine spot invertido. A distância horizontal entre os poços

produtores é de 164m, a distância vertical entre os poços produtores é de 120m,

e a distância entre os poços produtores para o injetor é de 203m. Os poços

produziram por 20 anos.

5) O critério utilizado para definir qual a melhor malha em relação as demais, foi o

Fator de Recuperação (Fr).

6) Discussão dos Resultados.


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3.6. Parâmetros Operacionais

Antes de mostrar os parâmetros operacionais utilizados nas simulações de cada

esquema de injeção/produção, é necessário explicar os seus valores.

3.6.1. Pressão de Injeção

A pressão de injeção corresponde a máxima pressão de injeção de fluidos, para

que o reservatório possa produzir de forma eficaz os fluidos presentes na formação.

Como se trata de um reservatório de óleo leve do nordeste brasileiro, a injeção de água é

ideal para a recuperação secundária. Para isso, foi necessário adequar a melhor pressão

de injeção para todos os tipos de malha.

A pressão de injeção precisa ser maior que a pressão de reservatório, e ao

mesmo tempo, menor que a pressão de fratura, para não danificar a formação.

Utilizando a equação do equilíbrio de pressão temos:

Onde:

é a pressão de injeção;

é a pressão hidrostática do fluido (água);

é a pressão do reservatório.

Depois de vários testes no simulador, foi considerando um diferencial de pressão de

1200 psi, e tendo os outros valores conhecidos, o cálculo da pressão de injeção de água

se dá da seguinte maneira:

Para esse projeto de injeção, a pressão hidrostática é próximo da pressão do

reservatório, com uma diferença de 8 psi apenas. Logo, para fins práticos, a pressão de

injeção foi considerada igual ao diferencial de produção necessário. Portanto:


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A pressão de 1200 psi foi escolhida como a melhor pressão, pois segundo as

simulações realizadas, foi a pressão que permitia e melhor manutenção de pressão do

reservatório, permitindo a produção dos fluidos e não fraturando o mesmo.

3.6.2. Vazões de injeção

Cada tipo de malha exige vazões de injeção diferentes, uma vez que o número de

poços afeta diretamente a vazão de injeção efetiva da malha, ou seja, a quantidade total

de água inserida por todos os poços.

Foi visto que com vazões efetivas de 0, 200, 400, e 800 m³/dia, as quatro

configurações de malhas conseguiam injetar a mesma quantidade de água por igual

período de tempo.

Então, o quadro de vazões para cada tipo de malha segue a Tabela 3.

Tabela 3. Vazões de injeção por poço para cada configuração de malha.

Vazão de Injeção Efetiva ÷ Nº de Poços Injetores

Five Spot Five Spot Invertido Nine Spot Nine Spot Invertido

0 m³/dia 0 m³/dia 0 m³/dia 0 m³/dia

200 ÷ 4 = 50 m³/dia 200 m³/dia 200 ÷ 8 = 25 m³/dia 200 m³/dia


600 ÷4 = 150 m³/dia 600 m³/ dia 600 ÷ 8 = 75 m³/dia 600 m³/ dia


3.6.3. Dados dos Parâmetros Operacionais

A Tabela 4 informa os dados de todos os parâmetros operacionais dos poços

utilizados ao longo das simulações


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Tabela 4. Parâmetros operacionais de todos os poços produtores e injetores.

Dados dos poços produtores e injetores

Pressão Mínima de fundo

(Poços produtores) 28,5 psi

Pressão Máxima de fundo

(Poços injetores) 1200 psi

Vazões Totais de Injeção de água 0, 25, 50, 75, 100, 150,

200, 400, 600 e 800 m³/dia

Vazão Máxima de produção líquida (STL) 5000 m³/dia

Vazão Máxima de produção de óleo (STO) 1000 m³/dia


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4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo, foram discutidos os resultados gerados pelo simulador (gráficos),

assim como também foi feita a análise minuciosa dos parâmetros de produção/injeção

de cada esquema de distribuição de poços. Por fim foi escolhida a melhor malha de

injeção/produção, tendo os critérios de escolha o seu Fator de Recuperação (Fr).

4.1. Análise dos modelos Five Spot e Five Spot Invertido

Os modelos five spot e five spot invertido ficaram na mesma posição, mas com

zonas perfuradas e completadas diferentes onde priorizava-se o contato dos poços

produtores juntos a zona de óleo e os poços injetores ficarem mais próximos da zona de

água, havendo também a inversão da função dos poços, ou seja, os poços produtores

passaram a ser injetores e os poços injetores passarem a ser poços produtores. No

entanto, as vazões de injeção foram diferentes, pois precisavam assumir a mesma vazão

de injeção efetiva, no caso: 0, 200, 400, 600 e 800 m³ dia.

A Figura 24 mostra o gráfico do Fator de Recuperação em função do Tempo, da

malha tipo five spot para as vazões de 0, 50, 100, 150 e 200 m³/dia:

Figura 24. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo five spot.

Fonte: Do autor.


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Para as cinco vazões utilizadas na injeção, é visto que a vazão de 200 m³/dia é a

que apresenta o maior Fator de Recuperação, em torno de 41%, com um aumento de 32

pontos percentuais em relação a Recuperação Primária, de 9%.

Já na Figura 25, é mostrado o gráfico do Fator de Recuperação para a malha five

spot invertido.

Figura 25. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo five spot invertido.

Fonte: Do autor.

No caso desse modelo de injeção, a vazão de injeção de 800 m³/dia apresenta um

Fator de Recuperação em torno de 38%, que é a maior em relação às demais vazões

simuladas. Corresponde a um aumento de 27 pontos percentuais em relação à

Recuperação Primária, de 11%.

Para ambos os casos de injeção, as curvas de Fr aumentaram de acordo com o

aumento das vazões de injeção, o que era de se esperar, uma vez que com mais água

injetada ao reservatório, a sua frente de avanço é maior, e sua capacidade de empurrar o

óleo torna-se maior. Outro ponto importante a se observar também é que as curvas do

Fator de Recuperação sobem de maneira rápida nos primeiros anos, e depois crescem de

forma mais leve nos anos restantes, isso porque a produção de óleo é maior

inicialmente, já que os poços produtores estão primeiramente em contato apenas com a


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zona de óleo. Depois passa a ser invadido pela água, e consequentemente, diminui-se a

produção do óleo a pressão.

A Figura 26 mostra esse comportamento ao longo dos cinco primeiros anos (2000-

2005), tomando-se como referência as vazões de injeção de 200 m³/dia e 800 m³/dia:

Figura 26. Vazão de óleo x Tempo dos modelos five spot e five spot invertido.

Fonte: Do autor.

O modelo five spot invertido inicia-se com uma vazão maior (1000 m³/dia), já

que o número de poços produtores é quatro vezes maior em relação ao modelo five spot.

Mas ao chegar ao início de Junho de 2000 (2000-6), as curvas se interceptam, e a vazão

do modelo five spot invertido diminui em relação ao do modelo five spot. Ou seja,

apesar do modelo five spot apresentar apenas um poço produtor, sua vazão é mais

„firme‟ e cai mais vagarosamente ao logo do tempo.

O modelo five spot inicia decrescendo sua vazão, e ao chegar em Abril de 2000

(2000-4), começa a aumentar, isso porque a frente de avanço de óleo empurrado pelos

poços injetores levaram um pouco mais de 4 meses para chegar ao poço produtor. Por

essa razão, ele aumenta sua vazão em três meses, até Julho de 2000 (2000-7)

especificamente, e vai diminuindo de forma menos acentuada, até se equilibrar com a

vazão do five spot invertido.


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Finalmente, ao chegar a Agosto de 2001 (2001-8), as vazões encontram-se

novamente com o mesmo valor, e a partir de então, caem ambas as curvas lentamente,

tendendo suas vazões à zero. Mesmo assim, o five spot invertido ainda fica ligeiramente

um pouco acima do modelo five spot, uma vez que a área de varrido é mais ampla, e

consegue recuperar de forma melhor o óleo preso na periferia do reservatório.

Na Figura 27 observa-se a produção acumulada de óleo em função do tempo

para os modelos five spot e five spot invertido. Como referência de maior produção,

foram analisadas as vazões de 200 m³/dia do modelo five spot, e 800 m³/dia do modelo

five spot invertido.

Figura 27. Produção acumulada de Óleo x Tempo dos modelos five spot e five spot invertido.

Fonte: Do autor.

O modelo five spot obteve uma produção acumulada de óleo final de 3,16 x 105

m³, enquanto que o modelo five spot invertido, obteve um acúmulo total de 2,97 x 105

m³ de óleo, tendo uma diferença de produção de 0,19x105 m³, ou 19.000 m³ de óleo.

Para esses dois modelos, o five spot produziu mais.

Para a configuração de malha five spot, foi feito um estudo das propriedades a

partir do modelo 3D do projeto. Com essa ferramenta, foi possível verificar o

comportamento da injeção de água no interior do reservatório.


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A propriedade analisada pela modelagem 3D foi a saturação de óleo ao longo

dos anos de produção, como pode ser visto na Figura 28.

Figura 28. Saturação de óleo da malha five spot ao longo da produção.

Fonte: Do autor.

Fazendo uma análise da mesma, é notório que os valores da saturação de óleo

diminuem na medida em que ocorre a produção do petróleo. De um lado da figura, é

visto a seção transversal do reservatório e como é o espalhamento do óleo em sua zona.

Do outro lado, temos a vista de cima do reservatório e como se dá o espalhamento do

óleo devido à injeção que ocorre no centro da malha. À medida que se vai injetando a


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água, os bancos de óleo deslocam-se até os poços produtores, diminuindo assim, a

saturação de óleo no centro do reservatório.

É visto que parte do óleo do reservatório ficou „preso‟ nas laterais do mesmo,

isto porque a geologia do reservatório é mais horizontal, ou seja, maior na dimensão X,

e por isso, o esquema de injeção five spot não injeta água de forma eficiente nessas

laterais, não conseguindo assim um espalhamento correto do óleo, ficando por sua vez

preso na formação selante externa do reservatório.·.

Analisando-se as duas malhas propostas, pode-se se dizer que o modelo five spot

é o mais eficiente. O five spot (Fr = 41%) teve um Fator de Recuperação 3% maior que

o modelo five spot (Fr = 38%), o que numericamente pode ser um valor pequeno.

No entanto, foi visto que o modelo five spot obteve uma produção de 19.000 m³

de óleo a mais em relação ao modelo five spot invertido. Ou seja, esses 3% são

justamente os 19.000 m³ de óleo que o modelo five spot invertido deixou de produzir, o

que para a indústria do petróleo e gás é uma grande quantidade de óleo recuperado.

Logo, o five spot é o melhor entre o dois casos estudados, na simulação.

4.2. Análise dos modelos Nine Spot e Nine Spot Invertido

Os modelos nine spot e nine spot invertido também foram analisados de forma

coerente e crítica, a fim de ter um melhor entendimento das simulações geradas pelo

IMEX. Visto que agora são 4 poços a mais em relação aos modelos five spot, o

comportamento de produção é diferente em alguns pontos.

A Figura 29 mostra o gráfico do Fator de Recuperação do modelo nine spot:


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Figura 29. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo nine spot.

Fonte: Do autor.

As vazões agora são de 0, 25, 50, 75 e 100 m³/dia, uma vez que a malha

comporta 8 poços injetores, tendo que dividir a vazão efetiva pelo número de poços da

malha.

O maior Fator de Recuperação no modelo nine spot pertence à vazão de 100

m³/dia. Pela leitura da figura, seu valor corresponde a 37%, o que nos retorna uma

diferença de 28 pontos percentuais em relação à Recuperação Primária, de 9% apenas.

Já na Figura 30, são mostradas as curvas do Fr para a malha nine spot invertido,

e pela sua leitura, a curva de maior Fator de Recuperação retorna um valor de 39%

aproximadamente, havendo uma diferença de 26 pontos percentuais em relação a

Recuperação Primária, de 13% apenas.


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Figura 30. Fator de Recuperação x Tempo para o modelo nine spot invertido.

Fonte: Do autor.

Por esse gráfico, também é visto que o Fator de Recuperação aumenta

proporcionalmente ao aumento das vazões. No caso, os 800 m³/dia de injeção de água

retornou mais óleo do que os outros. Mas é interessante notar também que o Fr da

Recuperação Primária deste modelo é maior que o Fr do modelo anterior. Isso se deve

ao fato de que a recuperação primária no modelo nine spot invertido é maior, devido à

quantidade de número de poços. Enquanto que o modelo nine spot possui apenas um

poço produzindo ao longo de 20 anos, o esquema nine spot invertido tem sete poços a

mais. Por isso há essa diferença no Fator de Recuperação.

Pela Figura 31 é possível observar a diferença das vazões de produção ao longo

do tempo.


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Figura 31. Vazão de Óleo x Tempo para os modelos nine spot e nine spot invertido.

Fonte: Do autor.

Inicialmente, o modelo nine spot invertido, com uma vazão de injeção de 800

m³/dia, começa a produção máxima do poço (1000 m³/dia) definido pelos parâmetros

operacionais da Tabela 4. Como há 8 poços produzindo ao mesmo tempo, é de se

esperar que essa vazão seja alta nos primeiros meses, tendo uma queda brusca durante a

produção inicial. Por isso, ao chegar em Agosto de 2000 (2000-8), a vazão de produção

de óleo do nine spot invertido iguala-se com a vazão do nine spot e passa a ser menor

nos anos seguintes, até se estabilizar novamente com a outra vazão em Novembro de

2002 (2000-11), onde passam a ter vazões quase que constantes, tendendo a vazão de 0

m³/dia.

Já para o caso do nine spot, sua vazão começa também com a vazão de produção

máxima (1000 m³/dia), mas cai de forma mais abrupta em relação a queda inicial da

vazão de produção do nine spot invertido. Isso se dá porque há único poço produzindo,

e foi o tempo suficiente para apenas produzir o óleo que estava próximo das

completações, antes de se misturar com a água do reservatório. No entanto, ao chegar

em Abril de 2000 (2000-4), a vazão começa a aumentar devido a chegada do óleo

oriundo dos poços injetores, até que no final de Junho (2000-6), começa a cair

novamente, só que de forma menos acentuada, mantendo uma maior vazão de óleo em

relação ao modelo nine spot invertido. Como foi visto antes, em Agosto de 2000 (2000-


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8) a vazão do modelo nine spot ultrapassa a vazão de produção do nine spot invertido,

mesmo com sua vazão caindo também, só que de forma mais lenta. Finalmente, é

chegado momento do encontro das curvas, em Novembro de 2000 (2000-11), onde daí

em diante, começam a produzir quase a mesma coisa, tendendo a vazão nula.

A Figura 32 mostra o comparativo de Produção acumulada de Óleo ao longo do

tempo entre os modelos nine spot nine e spot invertido, com as vazões que

proporcionaram maiores Fator de Recuperação: 100 m³/dia, para o modelo nine spot e

800 m³/dia, para o modelo nine spot invertido.

Figura 32. Produção acumulada de Óleo x Tempo para os modelos nine spot e nine spot invertido.

Fonte: Do autor.

Das duas curvas de produção mostradas pela Figura 32 o nine spot invertido

apresenta maior produção. Com uma vazão de 800 m³/dia, houve uma produção final de

3,05 x 105 m³ de óleo, enquanto que o nine spot com uma vazão de injeção de 100

m³/dia (para cada poço), conseguiu produzir até o final do projeto, 2,89 x 105 m³ de

óleo, havendo uma diferença de 0,16 x 105 m³ de óleo, ou 16.000 m³.

Também foi feita a análise da saturação de óleo ao longo dos anos seguindo o

modelo nine spot, com o intuito de identificar como se comporta a produção de óleo no

interior do reservatório e para onde vai o óleo residual. A Figura 33 mostra esse

comportamento ao longo dos anos de produção:


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Figura 33. Saturação de óleo ao longo dos anos para o modelo nine spot.

Fonte: Do autor.

Para esse caso, há 8 poços injetando e 1 produzindo, diferentemente da malha

five spot vista anteriormente. Isso faz com que ao longo da produção do reservatório, o

espalhamento da água seja maior em um menor período de tempo.

Ao lado esquerdo da Figura 33, vemos a seção transversal do reservatório e

como se dá a produção do óleo ao passo que vai injetando-se a água. É visto que o óleo

é empurrado rapidamente ao centro da malha onde está o poço produtor, e isso faz com

que uma boa parte do óleo fique armazenada na periferia dos poços injetores.


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No outro lado, é apresentado a vista superior do reservatório e o

desenvolvimento da produção ao longo do tempo. Inicialmente, há a presença da capa

de gás cobrindo uma boa parte da zona completada pelos poços abaixo. Como nessa

zona as completações foram fechadas, a produção de gás é menor, e auxilia

pressurizando o óleo para baixo e ajudando a leva-lo aos poços produtores. Com o

passar do tempo, o gás que estava a cima da zona de óleo, começa a descer e passa a ser

produzido, transferindo-se para o poço produtor, restando apenas gás residual. Em

relação ao óleo, a produção é ideal nos primeiros 5 anos, mas depois desse período, é

visto que boa parte desse óleo ficou preso nas laterais do reservatório, justamente

porque a geologia do reservatório é extensa lateralmente. Para resolver isso, seria

necessário aumentar a distância entre os poços e verificar os dados operacionais do

projeto, principalmente espalhando mais poços nas laterais, ou modificando a

configuração de malha.

Analisando-se as duas malhas propostas, pode-se se dizer que o modelo nine

spot invertido é o mais eficiente. O nine spot invertido (Fr = 39%) teve um Fator de

Recuperação 2% maior que o modelo five spot (Fr = 37%), o que numericamente pode

ser um valor pequeno, mas foi visto que houve uma diferença 16.000 m³ de óleo entre

os modelos, o que é um volume considerável de óleo para a indústria de petróleo e gás.

Portanto, conclui-se que entre esses dois modelos de injeção, o modelo nine spot

invertido é mais eficiente que o modelo nine spot.

4.3. Análise Comparativa das diferentes Configurações de Poços

Nesta seção, será feita a análise final de todas as configurações de poços que

foram estudadas anteriormente. Para isso, serão analisados os parâmetros estabelecidos

como critério da escolha da melhor malha para ser utilizada no campo de produção de

petróleo. Foram estudados o Fator de Recuperação (Fr), Produção Acumulada de Óleo

(Np), Vazão de Produção de Óleo (Qo), Produção Acumulada de Água (Wp) e Vazão

de Produção de Água (Qw).

Para todos os gráficos, foram utilizadas as curvas de vazões de injeção mais

eficientes e que apresentaram maior valor em relação às demais curvas de vazão de

injeção de cada malha.


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A Figura 34 mostra o Fator de Recuperação ao longo dos 20 anos para todos os

modelos de injeção:

Figura 34. Fator de Recuperação x Tempo para todos os esquemas de injeção estudados.

Fonte: Do autor.

De todas as curvas apresentadas, a que apresenta o maior Fator de Recuperação

pertence ao modelo five spot, com um Fr de 41%. Já o de menor valor, pertence ao

modelo nine spot, com 37% de Fator de Recuperação, tendo uma diferença de 4 pontos

percentuais em relação ao modelo five spot.

Isso mostra que a distribuição dos poços faz toda a diferença em um projeto de

exploração/explotação de um campo de petróleo, uma vez que a área de varrido é ligado

diretamente ao esquema de injeção utilizado. Para um melhor entendimento, A Figura

35 mostra a Produção Acumulada de Óleo de todos os esquemas,


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Figura 35. Produção Acumulada de Óleo x Tempo para todos os esquemas de injeção estudados.

Fonte: Do autor.

O modelo five spot foi o que produziu mais dentre os quatro modelos estudados,

com uma produção acumulada final de 3,16 x 105 m³ de óleo. Consequentemente, de

acordo com a Figura 35, o modelo nine spot foi o que produziu menos, com uma

produção acumulada final de 2,89 x 105 m³ de óleo, gerando um diferença de 0,27 x 10

5

m³ de óleo, ou 27,000 m³, entre o que produziu mais e o que produziu menos.

Isso se deve ao fato de que o modelo five spot, possui melhor espalhamento em

relação ao demais modelos. É claro que há menos poços injetores em relação a malha

nine spot, mas isso não quer dizer que esse tipo de malhar é pior. Como estavam quase

que na mesma posição todas as configurações de poços, as pressões de injeção

influenciavam diretamente na produção dos poços. Se por um lado há quatro poços

injetores, como é o caso do modelo five spot, o modelo nine spot havia 8 poços

injetores, o que eram 4 poços a mais, ou seja, como a pressão de injeção (1200 psi) eram

iguais para todos os modelos, a os bancos de óleo oriundos do modelos nine spot

confrontaram-se mais, e fizeram com que empurrassem o banco de óleo vindo dos

poços diagonais. Assim menos óleo foi levado aos poços produtores.

Em relação aos modelos five spot invertido e nine spot invertido, que ao

apresentarem 4 e 8 poços produtores respectivamente, a distribuição de óleo se deu de


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forma irregular, já que ambos tinha apenas um poço injetor, a dificuldade de se levar o

óleo foi maior para ambos os casos. Enquanto que no caso do modelo do five spot

invertido o poço injetor distribuía para 4 poços, no nine post invertido, o poço distribuía

para 8 poços. Mas mesmo assim, nine spot invertido conseguir produzir mais, devido a

contemplar uma maior zona de óleo.

A Tabela 5 mostra, em ordem crescente, os maiores Fatores de Recuperação e a

Produções Acumulada de Óleo, em 20 anos, para os sistemas estudados:

Tabela 5. Valores finais do Fator de Recuperação e Produção Acumulada de Óleo.

Fator de Recuperação (Fr) e Produção Acumulada de Óleo (Np)

Modelo Nine Spot Five Spot Invertido Nine Spot Invertido Five Spot

Fr 37% 38% 39% 41%

Np 2,89 x 105 m³ 2,97 x 10

5 m³ 3,05 x 10

5 m³ 3,16 x 10

5 m³

A Figura 36 mostra as Vazões de Produção de Óleo de todas as malhas:

Figura 36. Vazão de Produção de Óleo x Tempo para todos os modelos estudados.

Fonte: Do autor.


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De acordo com a Figura 36, é visto que os pares five-nine spot e five-nine spot

invertidos, apresentam curvas parecidas devido a quantidade de poços

injetores/produtores presentes em cada malha.

Para os modelos five-nine spot invertidos, devido a grande quantidade de poços

produtores, apresentam vazão de produção inicial máxima (1000 m³/dia), já que estão

em contato direto com a zona de óleo. Depois, caem rapidamente até se estabilizarem. O

modelo nine spot invertido produz em maior quantidade primeiro, já que tem 4 poços a

mais em relação ao modelo five spot. Depois é ultrapassado pelo modelo five spot, que

apesar de cair primeiro no começo da produção, a vazão cai de forma menos lenta que o

nine spot invertido, e por isso, o modelo consegue ter uma vazão maior por mais tempo,

já que 4 poços produtores demoram mais a produzir do que 8 poços produtores.

Já os pares five-nine spot, apresentam curvas parecidas no começo, até Abril de

2000 (2000-4) aproximadamente, onde há a produção apenas do óleo próximo ao poço

produtor. Depois, o modelo five spot aumenta sua vazão consideravelmente em relação

ao modelo nine spot, já que boa parte do óleo desse modelo é espalhado para a periferia

do reservatório, consequentemente assim produzindo menos óleo ao longo do tempo.

A Figura 38, ilustra às vazões de Injeção de Água para o modelo five spot,

indicando que foi possível injetar todas a vazões no reservatório.

Figura 37. Vazões de Injeção de Água para o modelo five spot.

Fonte: Do autor.


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As outras malhas também conseguiram injetar as vazões efetivas, pois os

gráficos gerados apresentaram as mesmas curvas de vazão de injeção. E como em todo

o projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo, é necessário fazer a análise da

produção acumulada de água, uma vez que essa água produzida servirá de estudo a

respeito de como se comporta a produção do reservatório, e o seu reaproveitamento para

as mais diferentes funções, podendo ser reinjetado ou descartado. A Figura 38 mostra a

produção acumulada de água de todos os modelos:

Figura 38. Produção Acumulada de Água x Tempo para todos os esquemas de injeção.

Fonte: Do autor.

Como foi visto na Figura 24, todos os esquemas de injeção de água apresentados

conseguiram injetar a vazões de injeção efetivas, que eram de 0, 200, 400, 600 e 800

m³/dia. Seguindo a mesma lógica e tomando como referência a vazão de injeção efetiva

máxima, 800 m³/dia, neste gráfico, todos os modelos produziram quase a mesma

quantidade de água até o final do projeto, com diferença na quantidade de água

produzida oriunda do reservatório, onde cada modelo produziu quantidades diferentes.

A Figura 39 mostra como se deu a Vazão de Produção de Água oriunda do

reservatório ao longo do tempo:


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Figura 39. Vazão de Produção de Água x Tempo para todos os esquemas de injeção.

Fonte: Do autor.

Como era de se esperar, os modelos five e nine spot invertidos, apresentaram

comportamento parecidos no primeiro ano (2000), tendo aumentos de vazão máxima,

410 m³/dia e 510 m³/dia, respectivamente. Isto se dá porque os poços produtores do

modelo five spot invertido recebem mais água primeiro do que o modelo nine spot

invertido, e consequentemente, para compensar, o modelo nine spot invertido passa a

produzir mais que o five spot invertido, devido aos 4 poços que estão nas diagonais, ou

seja, mesmo que a água tenha chegado primeiro nos poços da vertical e da horizontal,

boa parte da água que estava sendo empurrada ainda faltava chegar aos poços diagonais.

Depois passaram a estabilizar a suas vazões a partir do ano de 2004, onde nessa hora,

boa parte do óleo do campo já havia sido produzido.

Já os modelos five e nine spot apresentaram o mesmo comportamento, só que a

vazão de produção de água do nine spot foi maior que o modelo five spot, devido

principalmente, a quantidade de poços injetores, já que há 4 poços injetores a mais que

o modelo five spot. Acontece que ambos produziram quase a mesma quantidade de água

original do reservatório até meados do ano 2000, e depois, as frentes de avanço de água

do nine spot chegaram ao poço produtor em maior quantidade. Por isso que sua vazão

foi maior, além é claro da questão do espalhamento da água, onde que é visto que esse


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modelo varre uma maior área do aquífero, e consequentemente, consegue produzir uma

maior quantidade de água.

As Figuras 40, 41, 42 e 43 apresentam os gráficos da Produção Acumulada de

Óleo (Np) em função do Volume Poroso Injetado (VPI) de suas respectivas malhas com

a maior vazão de injeção.

Figura 40. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo five spot.

Fonte: Do autor.


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Figura 41. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo five spot invertido

Fonte: Do autor.

Figura 42. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo nine spot

Fonte: Do autor.


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Figura 43. Produção Acumulada de Óleo x Volume Poroso Injetado do modelo nine spot invertido

Fonte: Do autor.

A medida de que o volume poroso do reservatório foi preenchido com a água da

injeção, o óleo que estava presente foi expulso, e sendo assim, transportado aos poços

produtores, aumentando a produção acumulada ao longo do tempo.

Por fim, analisando todos os parâmetros estudados e seus critérios de escolha, o

melhor esquema de injeção/produção, ou malha, é o modelo five spot, visto que este

apresentou o maior Fator de Recuperação ao longo dos 20 anos do projeto.

No entanto, é primordial fazer uma análise econômica desse projeto antes de

coloca-lo em prática, pois podem haver altos custos que possam prejudicar a empresa, e

não trazer o lucro esperado no final da produção.


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5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Neste capítulo são apresentadas as principais conclusões obtidas neste trabalho e

algumas recomendações para trabalhos e/ou projetos futuros:

5.1. Conclusões

A Injeção de Água é um método de recuperação suplementar muito eficiente no que

se diz respeito em recuperar quantidades do óleo móvel que ficaram no reservatório,

podendo aumentar o Fator de Recuperação de projeto em mais de 30% em relação à

Recuperação Primária, como foi o caso do modelo five spot, que tinha 9% de

produção natural, e saltou para 41% com a Injeção de Água;

Os modelos analisados com suas respectivas vazões de injeção variaram de forma

significativa os parâmetros estudados, devendo haver um estudo minucioso e o

acompanhamento logístico das operações de injeção, para que o projeto corra de

forma adequada;

Foi visto que completações as utilizadas foram elementos chaves na produção de

petróleo, uma vez que em testes anteriores com completações abertas, a produção de

óleo era menor, enfatizando sempre utilizar técnicas que aumentem a produção de

petróleo, como a injeção de água na zona de água (injeção na base) e a injeção de gás

na capa de gás (injeção de topo);

A vazão de óleo para todos os casos tendiam a zero a partir do ano de 2005

aproximadamente.

Os modelos invertidos apresentara maior vazão no início do projeto, o que pode ser

uma alternativa de ganho de lucros, dependendo dos objetivos da empresa de

produção.

5.2. Recomendações

Realizar um estudo otimizado da distribuição dos poços injetores/produtores de

suas respectivas malhas;

Fazer um estudo da viabilidade econômica do projeto utilizando o método VPL;

Diminuir o tempo de projeto.


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6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, Portaria ANP N. 80, de 30 de Abril de

1999.

AQUINO, Oswaldo de, X Congresso Brasileiro de Energia, A Universalização do

Acesso à Energia Mesa: Energia, Meio Ambiente e Recursos Hídricos, Projetos de

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trabalho de conclusão de curso cep/ct/ufrn · 2019-01-31 · curso de graduaÇÃo em engenharia de...

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