trabalho de conclusão de curso – engenharia do petróleo 2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE – UFRN

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DO PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

Marcelly Maria Antas Teixeira

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE CO2 (GAGD) APLICADO A UM

RESERVATÓRIO DE ÓLEO LEVE.

Orientadora: Prof. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Novembro de 2016

ii Marcelly Maria Antas Teixeira

iii Marcelly Maria Antas Teixeira

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais,

José Marcelo de Lira Teixeira e

Roseli Antas Pereira Pinto Teixeira,

que nunca me deixaram faltar coisa

alguma.

iv Marcelly Maria Antas Teixeira

AGRADECIMENTOS

Primeiramente agradeço a Deus, que sempre foi meu refúgio e a segurança de que

Sua vontade estaria sendo feita a qualquer circunstância, me mantendo forte em

momentos de dificuldades, me agraciando com sua fortaleza e paz. Sou grata por toda

Sua misericórdia comigo e por tudo que Ele vem realizando em minha vida.

Agradeço a meus pais, José Marcelo e Roseli Antas que me deram atenção,

suporte psicológico, estudo, sustento, e principalmente, amor. Por tudo isso, me formo

em Engenharia de Petróleo como gratidão a tudo que eles fizeram por mim.

A minhas irmãs, por toda a motivação, preocupação, carinho e descontração.

Aos meus amigos, que me apoiaram, caminharam comigo durante todo esse tempo

e sempre mostraram solicitude.

Ao meu namorado, Pedro Cipriano, por toda a sua compreensão e dedicação

mútua para realização desse sonho, por toda sua paciência, tranquilidade e palavras de

conforto.

À minha orientadora, Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo tempo

dedicado, pelos ensinamentos, disposição e atenção, que me ajudaram a progredir nesse

projeto.

À CMG pela licença do simulador de reservatório concedida.

Muito Obrigada.

v Marcelly Maria Antas Teixeira

TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas – Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD)

aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de

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

Brasil, 2016.

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas.

RESUMO

Originalmente os reservatórios de Petróleo possuem uma energia própria,

chamada de energia primária, que vai decaindo com o tempo, precisando assim de ajudas

externas, algumas delas chamadas de métodos de recuperação avançada que tem como

objetivo aumentar a produtividade do poço; um desses métodos é o processo de drenagem

gravitacional assistida por gás (GAGD), caracterizado por injetar gás no topo do

reservatório e estimular a produção em um poço produtor horizontal localizado abaixo

desses poços verticais, tendo melhor execução em poços maduros com óleo leve. Então,

para utilização desse método foi criado um modelo de fluido e um reservatório com a

ajuda do Winprop e do Builder da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizados

três tipos de configurações de malha para analisar a sua influência na produção de óleo.

As simulações numéricas foram realizadas através do simulador GEM no tempo de 20

anos, e o Results Graph ajudou na análise dos gráficos, e foram analisados os seguintes

parâmetros: fator de recuperação, produção acumulada de óleo, saturação de óleo,

diferentes profundidades e diferentes vazões. Dessa forma, no final das análises, os

resultados mostram que a recuperação do óleo aumentou consideravelmente com a

injeção de CO2 no processo GAGD, principalmente na configuração de 6 poços injetores

e 2 produtores.

Palavras-Chave : GAGD, CO2, Recuperação, simulação.

vi Marcelly Maria Antas Teixeira

TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas – Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD)

aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de


Brasil, 2016.

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas.

ABSTRACT

Originaly, in the the oil’s reservoiors there is your own energy called primary

energy which goes down by the time, so needs some help, called advenced recovery

method, that aims to get better the productivity of the well, and there is one which is

called Gas Assisted Gravitional Drainage process (GAGD). This process is based in inject

gas on the reservoior’s beginning with vertical wells that makes the production raise much

more than before, and below this wells there are horizontal wells, but this method just

makes the execution better when the wells are matures and with light oil. So, to use this

method was built a fluid model and a reservoior in the Winprop in the Computer

Modelling Group (CMG), and with the Builder was made three kinds of configuration to

analise better the raise the wells’ production. The GEM did the simulation in twenty years,

and the Results Graph helped in the graph’ analise, with parameters that make sense, like

Recovery Factor, Oil satutation, differents kind of deth, diferentes kind of rate, and

cumulative oil. Therefore, this analyses made us realize that the results shows that the oil

recovery raises better using CO2 injection with the method GAGD, than using just the

primary energy, in this way, the best results are in the configuration that there are six

injectors and two productors.

Keywords: CO2, inject, GAGD, recovery, simulation.

vii Marcelly Maria Antas Teixeira

SUMÁRIO

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

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

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................ 3

2 ASPECTOS TEÓRICOS .................................................................................................... 5

2.1 O PETRÓLEO .............................................................................................................. 5

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

2.2.1 MÉTODOS MISCÍVEIS ....................................................................................... 6

2.2.2 INJEÇÃO DE CO2 ................................................................................................ 8

3 MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................................. 11

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ................................................................... 11

3.1.1 WINPROP – CMG .............................................................................................. 11

3.1.2 BUILDER – CMG .............................................................................................. 12

3.1.3 SIMULADOR GEM – CMG .............................................................................. 12

3.1.4 RESULTS GRAPH E RESULTS 3D ................................................................. 13

3.2 MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO....................................... 13

3.2.1 MODELO DE FLUIDO ...................................................................................... 13

3.2.2 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO ........................................................ 17

3.2.3 CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS ............................................................. 19

3.3 METODOLOGIA DE TRABALHO .......................................................................... 23

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES: .............................................................................................. 25

4.1 ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE ...................... 25

4.2 ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA .................................................... 26

4.2.1 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 – TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR

26

4.2.2 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 – TRÊS INJETORES E DOIS

PRODUTORES ................................................................................................................... 33

4.2.3 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 – SEIS INJETORES E DOIS

PRODUTORES ................................................................................................................... 38

4.3 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS........ 42

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ....................................................................... 47

5.1 CONCLUSÕES ........................................................................................................... 47

5.2 RECOMENDAÇÕES ................................................................................................. 48

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ............................................................................................ 50

viii Marcelly Maria Antas Teixeira

LISTA DE FIGURAS

Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo .............................................. 6 Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da

injeção de CO2. .............................................................................................................................. 8 Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão ............................... 14 Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão ....................................... 15 Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão ............................................ 15 Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo .......................................... 16 Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido – gás ..................................... 16 Figura.3-6 - Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo ...................................................... 17 Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D ................................................................................ 18 Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D) ............................................................................... 18 Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório ................................................................. 19 Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor. ............................................ 19 Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores......................................... 20 Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores. ........................................ 22 Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação Primária ........... 25 Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração 1 ............ 26 Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração 1 ................................................... 29 Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão ................... 29 Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão ................. 30 Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 1 .... 32 Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração 2 ............... 34 Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração 2 ......................................... 35 Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil ............... 36 Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil ........... 36 Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 2 . 37 Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração 3.............. 38 Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração 3 ............................................... 39 Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração 3 ...................... 40 Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l ............ 40 Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração 3 .. 41 Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações ............................................. 42 Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados .................................................................... 43 Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 2 ..................................... 44 Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 3 ..................................... 45

ix Marcelly Maria Antas Teixeira

LISTA DE TABELA

Tabela 3-1:Composição dos Componentes ................................................................................. 13 Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes ..................................................................... 14 Tabela 3-3: Características do reservatório ................................................................................. 17 Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração 1 ................................. 27 Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração 1 ............................ 33 Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração 2 ............................ 34 Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração 2 ................. 37 Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração 3 ............................. 39 Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração 3 ...................... 41 Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados ......................................................... 44

CAPÍTULO 1:

Introdução

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2

2


1 INTRODUÇÃO

Atualmente uma das maiores fontes energéticas mundiais é o Petróleo, em vista

de sua intensa utilização na sociedade são realizadas pesquisas e descobertas de

reservatórios, gerando intenso avanço na indústria petrolífera para melhorar e expandir

conhecimentos à cerca da sua produção.

Sabe-se á priori que os reservatórios possuem uma quantidade de energia natural,

chamada de energia primária do reservatório, mas sabe-se também que muitas vezes essa

energia não é suficiente para extrair a maior quantidade de óleo do poço, e mesmo que

haja a produção, os índices do fator de recuperação são mínimos. É conhecido que os

fatores que a dissipação da energia primária pela descompressão dos fluidos e a

resistência ao escoamento para o poço produtor são fatores que promovem os baixos

índices.

Em busca pela otimização desses índices, gerando assim, maior retorno

financeiro, houve a utilização de recuperação que apresentou resultados, em média, de

28% de fator de recuperação, chegando a alguns casos a mais de 70% (Rodrigues, F.,

2008, apud Bautista, E. V., 2010).

Dentre essas formas de otimização é conhecido o método do GAGD (Drenagem

gravitacional assistida por gás) obtendo melhorias na recuperação do óleo, consistindo na

injeção de gás no topo do reservatório e produzindo em um poço na base. O gás injetado

pode ser CO2, metano, propano, nitrogênio, entres outros. O método foi pensado

exclusivamente para reservatórios maduros e de óleo leve, como alternativa para outros

métodos de injeção de gás.

No território nacional, esse método vem interessando a Petrobras por ser utilizado

na recuperação de óleo no pré-sal, já que há óleo leve e boa quantidade de CO2 para ser

tratado e ser reutilizado no próprio método, para que não polua a atmosfera.

O presente trabalho está dividido em quatro capítulos, sendo o primeiramente

tratando dos aspectos teóricos, onde descreve os conhecimentos necessários para a

realização do estudo; no posteriormente, os materiais e métodos, onde se encontram todos

os mecanismos utilizados e também as condições; logo após, resultados e discussões,

onde trata de todas as análises e estudos do trabalho; e por fim, as conclusões e


3


recomendações, onde se encontra as terminações das análises realizadas e as indicações

para se dá continuidade ao trabalho, se necessário.

1.1 OBJETIVO GERAL

Esse trabalho têm como objetivo o estudo do processo de injeção de CO2 no método

GAGD aplicado em um reservatório de óleo leve.

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analisar a injeção de CO2 (GAGD), utilizando poços horizontais para produção e

verticais para injeção de gás, com auxílio do simulador GEM da CMG;

Fazer um estudo da vazão de injeção, da distância entre os poços e da

profundidade da completação do poço produtor, entre outros.

CAPÍTULO 2:

ASPECTOS TEÓRICOS


5 Marcelly Maria Antas Teixeira

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo se encontra o embasamento teórico para o entendimento do

trabalho.

2.1 O PETRÓLEO

A fonte energética que é abordada nesse trabalho é o Petróleo, que tem a sua

origem na decomposição de matéria orgânica derivada de restos de animais e plantas, em

rochas sedimentares, contando com um longo tempo de ações bacterianas e químicas,

variando de acordo com o aumento da pressão e da temperatura para ser transformado em

hidrocarboneto.

É fato que a composição do petróleo é basicamente formada de hidrocarbonetos,

porém também é possível encontrar outros componentes em menor quantidade como

nitrogênio, enxofre, metano e sais.

O Petróleo quando em estado líquido geralmente é denominado de óleo. Ainda

existe o modo condensado quando é gás em subsuperfície e se torna líquido na superfície.

E a denominação gás natural é referente à fração de petróleo que ocorre no estado gasoso

ou em solução no óleo em reservatórios de subsuperfície. (CARDOSO, Luis Claudio.

Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2005).

2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO

Sabe-se que os reservatórios de petróleo obtêm uma energia primária no qual

ajuda na elevação do mesmo, entretanto, em alguns casos, essa energia não é o suficiente,

e mesmo quando a energia é esgotada ainda é encontrado grande quantidade de

hidrocarbonetos armazenados no reservatório. Dessa forma são procurados novos meios

de obtenção dos hidrocarbonetos através de uma recuperação adicional, denominado

Métodos de Recuperação, que é selecionada a partir da característica do reservatório.

A dissipação da energia primária se deve ao fato da descompressão dos fluidos do

reservatório e também pelas resistências encontradas pelos mesmos fluírem em direção



aos poços de produção. O consumo de energia primária reflete-se principalmente no

decréscimo da pressão do reservatório durante a sua vida produtiva e consequente redução

da produtividade dos poços (ROSA et al, 2011).

O fluxograma ilustrado na Figura 2-1 mostra os diversos tipos de recuperação,

sendo ela convencional ou especial, porém apenas o Método de Recuperação Especial

Miscível será estudado, por ser o utilizado no trabalho.

Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo

Fonte: Autor.

2.2.1 MÉTODOS MISCÍVEIS

Holm (1986) descreve a miscibilidade como “A habilidade de duas ou mais

substâncias em formar uma fase simples e homogênea quando estão misturadas em todas

as suas proporções”. Por isso, para injetar um gás no reservatório pode ocorrer a

miscibilidade ou a imiscibilidade. O deslocamento no modo miscível só é atingido sob

específica combinação das seguintes condições:

Temperatura do reservatório;

Pressão do Reservatório;

Composição do gás injetado;



Composição do óleo;

No processo de recuperação miscível há a característica da ausência da interface entre

os fluidos deslocantes e deslocados, reduzindo assim as forças capilares e interfaciais, já

que mantendo essas forças o óleo fica retido no reservatório.

Dessa forma, a opção por injeção de gás é considerado uma melhoria na recuperação

do óleo, já que esse atua na pressão do reservatório e ajuda no deslocamento do óleo. Para

isso ainda se tem, diversos tipos de injeção de gás para diferentes tipos de óleo, sendo

eles:

Injeção Contínua de Gás (Continius Gas Injection – CGI);

Injeção Alternada de Água e Gás (Water Alternating Gas – WAG);

Processo de Extração com Solvente (Vapor Extration Process – VAPEX);

Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (Gas Assisted Gravity Drainage –

GAGD);

2.2.1.1 PROCESSO DO GAGD

O método GAGD é formado por poço produtor horizontal e poço injetor vertical

ou poço injetor horizontal, dessa maneira o gás é injetado dentro do reservatório e se

acumula no topo por causa da segregação gravitacional forçando o óleo a se deslocar para

parte inferior indo de encontro ao poço produtor, disposto horizontalmente acima da zona

de água e na base do reservatório.

A eficiência do varrido quando injetado o gás melhora quando é injetado

continuamente, fazendo como que o efeito do varrido seja efetivado, varrendo toda a parte

longitudinal. Esse processo dispensa a utilização da água melhorando a eficiência do

deslocamento do óleo, também não aumenta a saturação da água no reservatório. Outro

fator que ajuda bastante nesse processo é a gravidade. (NETO, Otacílio Maurício

Damasceno – Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD) aplicado a um reservatório

de óleo leve).

Sabe-se que a recuperação é melhor quando o processo é miscível do que quando

é imiscível, e para que o CO2 seja miscível é necessário que ele se mantenha acima da

pressão mínima de miscibilidade, que é a pressão mínima para a homogeneidade entre

gás injetado e o óleo do reservatório.



Para a utilização do processo GAGD é necessário primeiramente uma

caracterização do reservatório contendo a espessura do reservatório, mapas estruturais do

topo para definir os limites do reservatório, registros do poço e análise de testemunhos

para definir a porosidade e permeabilidade. É também necessário a simulação de fluxo

do reservatório para saber o comportamento das fases dos fluidos, ajustar o histórico da

pressão e os dados de produção.

Algo importante de ressaltar é que de início, o processo GAGD promove o

deslocamento, mas posteriormente este proporciona o breakthrough,(chegada do gás ao

poço produtor), que faz a eficiência ser reduzida, só não chegando a zero por causa das

permeabilidades efetivas, capilaridades e efeitos do poço horizontal. Dessa forma, quem

atua não é mais o mecanismo do deslocamento, mas sim o da gravidade, fazendo com

que, pela segregação vertical, o fluído vá do topo para a base do reservatório e assim seja

produzido, como mostrado na Figura 2-2.

Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da

injeção de CO2.

Fonte: BAUTISTA (2010, p.29)

2.2.2 INJEÇÃO DE CO2

Esse tipo de método de recuperação de Petróleo já vem sendo usada por mais de

40 anos, e já é comprovada que, de fato, produz uma melhoria na produção, contudo



atualmente esse método tomou maior espaço na indústria petrolífera por ser mais viável

economicamente, além de também pode ser miscível ao petróleo.

O CO2 é uma substância simples, que possui uma forte atração pelo óleo,

dissolvendo-se bem no mesmo, causando vaporização e expansão, e consequentemente

deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Como sua temperatura crítica é de

apenas 31ºC, e os reservatórios em sua maioria apresentam temperaturas mais elevadas

do que essa, o CO2 quando injetado, encontra-se no estado gasoso.

O esquema de injeção de CO2 são:

Injeção contínua de CO2 do início ao fim do projeto.

Banco de CO2 deslocado por água;

Banco de CO2 deslocado por gás de hidrocarbonetos;

Banco de CO2deslocado por injeção alternada de água e CO2;

Banco de CO2deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos.

No caso do trabalho realizado, foi utilizado a injeção continua de CO2 do início ao

fim do poço.

CAPÍTULO 3:

MATERIAIS E MÉTODOS



3 MATERIAIS E MÉTODOS

Este capítulo tem como finalidade a apresentação das ferramentas

computacionais, do modelo físico do reservatório, do modelo de fluido e dos parâmetros

analisados no trabalho proposto, ou seja, toda a parte de materiais e métodos necessários

para se ter o estudo do reservatório sugerido.

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS

Foram utilizados os seguintes módulos do simulador computacional da CMG

(Computer Modeling Group Ltd.) : Winprop, Builder e GEM.

3.1.1 WINPROP – CMG

Na sequência seguida pelo trabalho o Winprop foi a primeira ferramenta utilizada

para fazer a implementação do modelo de fluido. O programa, que foi utilizado na versão

2012, utiliza equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico, com

os objetivos a seguir:

Caracterizar o fluido;

Agrupar (“Lumping”) dos componentes;

Ajustar os dados através de regressão;

Simular o processor de contato múltiplo;

Construir um diagrama de fases;

Simular o experimento com os dados;

Dessa forma, é possível avaliar o comportamento das fases gás/óleo no reservatório e

analisar propriedades dos componentes para o simulador composicional GEM, como

também para outros como IMEX ou STARS.



3.1.2 BUILDER – CMG

O Builder, que é uma ferramenta que auxilia na modelagem do reservatório para

ser realizada a análise com os diferentes tipos de simuladores da CMG, sendo GEM,

STARS e IMEX. Sendo assim, uma etapa de grande importância, pois conta com a criação

de malhas e suas propriedades, localização dos poços, tanto injetores como produtores,

importação do modelo de fluído, propriedades rocha-fluido, profundidade, condições

iniciais e importação de dados de produção.

Para a utilização desse programa é necessário saber:

Descrever o modelo do reservatório;

Modelo do fluido (gás injetado);

Propriedades rocha-fluido;

Condições iniciais do reservatório (pressão inicial, temperatura, profundidade,

etc.);

Descrever os poços injetores e produtores.

3.1.3 SIMULADOR GEM – CMG

Simulador GEM (“Generalized Equation – of – State Model compositional reservoir

simulator”) contido na CMG é a primeira ferramenta computacional utilizada para

modelar e simular com o estudo no GAGD.

É o módulo para a modelagem do reservatório, principalmente quando estes são

complexos, com complicadas interações no comportamento das fases que influem

diretamente nos resultados dos meios de recuperação.

Esse simulador é caracterizado por ser composicional se baseando na equação de

estado para a modelagem do fluxo de multicomponentes, modelagem de processos

miscíveis e imiscíveis, modelagem de qualquer tipo de reservatório, contando ainda com

a composição do fluido e suas interações, por ter bastante importante no entendimento da

recuperação.

Dessa forma, o GEM é o simulador que permite que o método GAGD seja modelado

e simulado de forma certa.



3.1.4 RESULTS GRAPH E RESULTS 3D

Com a ajuda desses módulos, foram construídas figuras e gráficos com as simulações

realizadas pelo GEM. De modo geral, possibilitando a análise do comportamento dos

fluidos no interior do reservatório e realizar mudanças quando preciso.

3.2 MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO

Nesta seção são mostrados os modelos usados no reservatório e a modelagem do

modelo de fluido.

3.2.1 MODELO DE FLUIDO

Tem-se como base os dados do experimento da composição do fluido, fator volume

formação, razão de solubilidade em função da pressão, viscosidade, densidade do óleo,

grau API e pressão de saturação, sendo assim ajustados ao modelo de fluido. Observa-se

na Tabela 3-1 contém os multicomponentes.

Tabela 3-1:Composição dos Componentes

Componentes Porcentagem

Molar

Componentes Porcentagem

Molar

𝑪𝑶𝟐 _ inj 0,00 iC5 3,16

𝑵𝟐 0,005 C6 8,53

𝑪𝑶𝟐 0,09 C7 8,41

C1 0,08 C8 14,17

C2 0,18 C9 9,57

C3 0,48 C10 7,95

iC4 1,30 C11 5,60

nC4 2,35 C12+ 40,07



Na Tabela 3-2 encontram-se os pseudo-componentes depois do agrupamento.

Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes

Componentes Fração Molar

CO2_inj 0,0000

CO2 – N2 0.0004839

C4 – C3 0.0033875

IC4 – NC5 0.0705571

C6 – C10 0.4706712

C11 – C20 0.1575465

C21+ 0.2973537

A Figura 3-1, Figura 3-2 e Figura 3-3 mostram respectivamente o fator volume

formação, a razão de solubilidade e a viscosidade em função da pressão de bolha.

Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão



Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão

Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão

3.2.1.1 PERMEABILIDADES RELATIVAS

As permeabilidades relativas água-óleo e líquido – gás estão representadas

pela Figura 3-4 e pela Figura 3-5, respectivamente.



Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo

Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido – gás

O envelope de fases mostrado na Figura.3-6 permite analisar o ajuste dos dois

modelos dentro de uma pressão de referência, dessa forma pode-se analisar que o estudo

do caso pode ser realizado já que as curvas ficaram bem ajustadas. Mesmo contendo

características diferentes, é possível continuar o trabalho, uma vez que o fluido será

utilizado apenas para baixas temperaturas e pressão, sendo assim a curva apresenta a

mesma característica nessas condições.



Figura.3-6 - Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo

3.2.2 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO

As características do reservatório estão bem demonstrado pela Tabela 3-3:

Tabela 3-3: Características do reservatório

Número total de blocos 9500

Dimensão em x (m) 1100

Dimensão em y (m) 875

Dimensão em z (m) 70

Número de blocos em i (m) 25

Número de blocos em j (m) 38

Porosidade (%) 21

Permeabilidade Horizontal, Kh (mD) 750

Permeabilidade Vertical, Kh (mD) 675

Compressibilidade da rocha (1/kPa) 15 × 10−7

Contato água-óleo (m) 221

Espessura da última camada (m) 19

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Pseudocomponentes

Ponto Crítico

Multicomponentes



A Figura 3-7 mostra a vista 2D do reservatório a ser estudado antes de ser

modelado na CMG.

Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D

A Figura 3-8 e a Figura 3-9 mostram as dimensões do reservatório construído.

Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D)



3.2.3 CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS

No modelo base foram utilizados 3 poços injetores verticais paralelos e acima do

poço produtor, sendo esse apenas um poço horizontal acima da zona de contato água-

óleo.

Foram estudadas 3 configurações dos poços, sendo o primeiro com 3 injetores

verticais e 1 produtor horizontal, como apresentado na Erro! Fonte de referência não

encontrada..

Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor.

Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório



A segunda configuração de malha é composta por 3 injetores verticais e 2

produtores horizontais, como explicitada na Erro! Fonte de referência não

encontrada..

Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores.



Por fim, a terceira configuração apresenta 6 injetores verticais e 2 produtores

horizontais, como mostrado na Erro! Fonte de referência não encontrada..



Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores.

Depois de inserir todos os dados do fluido e do reservatório, foram efetivadas três

configurações de malha e de poços. Dimensionado em 1100 metros de largura, 875m de

comprimento e 70 metros de altura.

Foi realizado também a mudança no fator de recuperação de acordo com a

profundidade sendo alterada sendo essas profundidades configuradas em 483,2 m no

topo, 486,2 m no meio e 488,9 m no fundo.



3.3 METODOLOGIA DE TRABALHO

Para o desenvolvimento deste trabalho foram realizadas as seguintes etapas:

1. Modelagem do fluido através do WINPROP;

2. Modelagem do reservatório através do Builder;

3. Importação do modelo de fluido para o reservatório;

4. Estudo dos tipos de análises que podem ser feitas;

5. Análise realizada com 3 configurações, cada uma com 7 vazões e 3 profundidades

distintas do poço produtor;

6. Análise de resultados;

CAPÍTULO 4:

RESULTADOS E DISCUSSÃO



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES:

Este capítulo apresenta os resultados e análises do projeto de recuperação com

método (GAGD). As análises foram realizadas principalmente usando o fator de

recuperação ou produção acumulada de óleo e alguns mapas 2D/3D.

4.1 ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE

Na Figura 4-1 observa-se o fator de recuperação sem injeção de gás, mostrando que

é necessário de fato a utilização de um método de recuperação, visto que só se tem 0,67%

de fator de recuperação, tendo assim uma produção acumulada de 16125,7 m³. Dessa

forma, também pode-se concluir que a energia natural do reservatório não é suficiente

para obter uma boa vazão de óleo, tendo apenas 15 m³/dia por dia inicialmente, decaindo

posteriormente.

Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação

Primária



4.2 ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA

Foram realizados três tipos de configurações distintas e a analisadas para

diferentes vazões de injeção e profundidade.

4.2.1 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 – TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR

4.2.1.1 ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO

A configuração 1 é composta por três injetores verticais paralelos no topo do

reservatório e um poço produtor horizontal disposto um pouco acima da zona de água, no

fundo do reservatório. A Figura 4-2 mostra o Fator de recuperação de óleo em função do

tempo para as sete vazões de injeção.

Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração 1



Logo observa-se que o maior fator de recuperação da primeira é obtido para o

modelo com a injeção de 250 mil m³. Há uma grande diferença em relação aos outros

modelos, até mesmo do fator de recuperação de 1 milhão na injeção de CO2.

Na Tabela 4-1 se confirma a melhor injeção a ser utilizada, uma vez que na

produção acumulada de óleo também se tem uma grande diferença na vazão de 250 mil

m³. Mostrando ser a melhor injeção para ser utilizada nessa configuração.

Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração 1

VAZÃO DE

INJEÇÃO POR

POÇO (m³)

PRODUÇÃO

ACUMULADA EM

20 ANOS (m³)

10 MIL 65.563,5

25 MIL 69.011,9

50 MIL 72.065,3

100 MIL 72.455,3

250 MIL 133.166

500 MIL 112.053

1 MILHÃO 115.306

Na



Figura 4-3 pode-se entender que a vazão de 250 mil m³ de CO2 teve um melhor

Fator de Recuperação do que as outras vazões maiores, uma vez que vê-se que as outras

vazões não conseguiram ser injetadas por se ter um problema de injetividade, logo a vazão

de 250 mil se sobrepõe diante das outras.



Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração 1

Ainda analisando esse caso foram vistos dois mapas de saturação de óleo que

apresentam o maior e o menor fator de recuperação mostrando que o varrido para o

modelo da maior vazão foi superior ao varrido para o de menor vazão no tempo de 20

anos. Para ter uma melhor análise pode-se analisar a Figura 4-4 e a Figura 4-5.

Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão



Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão

4.2.1.2 ANÁLISE DAS DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR

Na



Figura 4-6, foi possível analisar como a diferença de profundidade da completação

do poço produtor também altera no fator de recuperação, já que a vazão utilizada foi igual

para os três casos, a vazão injetada, de 250 mil m³/dia, que foi a que apresentou o melhor

fator de recuperação. As profundidades utilizadas foram 483,2 m no topo, 486,2 m no

meio e 488,9 m no fundo.



Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 1

Pode-se analisar com a



Figura 4-6 que inicialmente o fator de recuperação tem um grande crescimento, e

que a profundidade do topo apresenta melhor resultados que os outros dois, porém a partir

de 2003, aproximadamente, as outras profundidades mostram maior resultados,

concluindo então, que no fundo se obtém maior fator de recuperação.

Na Tabela 4-2, ainda pode-se ver a produção acumulada pra diferentes

profundidades, mostrando que a melhor profundidade a ser utilizada seria a mais funda

por proporcionar uma melhor produção acumulada.

Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração 1

PROFUNDIDADE

(m)

PRODUÇÃO

ACUMULADA

EM 20 ANOS

(m³)

Topo – 483,2 115.306

Meio – 486,2 120.985

Fundo – 488,9 126.985

Portanto, para a configuração 1, a profundidade que apresenta o melhor fator de

recuperação com a vazão de 250 m³/dia, é o mais profundo, com 488,9 m de profundidade.

4.2.2 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 – TRÊS INJETORES E DOIS

PRODUTORES

A configuração 2 apresenta três poços injetores verticais paralelos e dois poços

horizontais também paralelos a uma distância de 150 metros, aproximadamente. Sabe-se

que os poços injetores estão dispostos acima dos poços horizontais e que ambos se

encontram acima da zona de água.

4.2.2.1 ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO



Na Figura 4-7 mostra todas as vazões de injeção utilizadas na configuração 2,

dessa forma pode-se fazer a análise através do melhor fator de recuperação para cada

modelo das vazões, observa-se que a vazão que apresentou o melhor fator de recuperação

foi a vazão de 500 mil de CO2.

Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração 2

E ainda com a Tabela 4-3 que consta a produção acumulada, pode-se fazer a

conclusão que na configuração 2 a melhor vazão para ser utilizada é de fator a de 500 mil.

Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração 2

VAZÃO

POR

POÇO (m³)

PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³)

10 MIL 102707

25 MIL 111243

50 MIL 116313

100 MIL 121088

250 MIL 142667

500 MIL 150721

1 MILHÃO 147235



Na Figura 4-8 pode-se analisar a vazão de gás injetada nos poços injetores e

percebe-se que a injeção de 1 milhão não se manteve contante como a vazão de injeção

de 500 mil, sendo caracterizado como um problema de injetividade que explica o fato do

fator de recuperação de 500 mil ser maior do que o de 1 milhão.

Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração 2



Foi realizado a análise de mapas para a saturação de óleo, no ano de 2020 para

verificar qual foi o melhor varrido. Visto que a Figura 4-9 apresenta a vazão de injeção

de CO2 de 10 mil e a Figura 4-10 na vazão de 500 mil.

Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil

Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil



4.2.2.2 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR

A Figura 4-11 mostra a análise do Fator de Recuperação em diferentes

profundidades com a maior vazão injetada que foi de 500 mil m³/dia, podendo concluir

nos primeiros anos a melhor profundidade a ser utilizada seria a do meio, mas depois o

poço mais profundo apresenta uma boa diferença diante das outras profundidades.

Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 2

Segundo Tabela 4-4, a produção acumulada confirma a melhoria do poço mais

profundo diante dos outros, apresentando um aumento de 18% em relação a produção

acumulada mais próxima que é da profundidade intermediária.

Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração 2

PROFUNDIDADE (m)

PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³)

Topo – 483,2 147.246

Meio – 486,3 160.667

Fundo – 488,9 197.193

Pode-se concluir que para a melhor vazão que foi 500 mil m³/dia, a melhor

profundidade foi a de 488,9m, pois apresenta melhor fator de recuperação.



4.2.3 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 – SEIS INJETORES E DOIS

PRODUTORES

Na terceira configuração se têm seis poços injetores verticais e dois produtores

horizontais, por isso para que a análise fosse proporcional foi necessário reduzir pela

metade a injeção de CO2 por ter o dobro de poços produtores e assim se igualar a

quantidade de gás dentro dos poços.

4.2.3.1 ANÁLISE DAS DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO

Na Figura 4-12, pode-se analisar o fator de recuperação para diferentes vazões na

terceira configuração, tendo como melhor vazão a de 500 mil, por se ter um alto fator de

recuperação, cerda de 2,5% a mais do que o de 50 mil.

Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração 3



Na Figura 4-13 com o gráfico da vazão de gás pode-se ter a certeza da escolha

da vazão de 500 mil como a melhor opção, já que o gás é injetado constantemente.

Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração 3

Juntamente com a Tabela 4-5 que reforça que 500 mil é a melhor vazão de CO2

para ser utilizada nessa configuração.

Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração 3

VAZÃO (m³) PRODUÇÃO

ACUMULADA EM 20

ANOS (m³)

5 MIL 113537

12,5 MIL 122314

25 MIL 129472

50 MIL 137448

125 MIL 195242

250 MIL 195242

500 MIL 202156



Com a saturação de óleo pode-se ver o melhor varrido de acordo com as diferentes

vazões dentro do mesmo período do tempo, de 20 anos. Na Figura 4-14 tem a menor

vazão e na Figura 4-15 com maior vazão.

Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração 3

Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l



4.2.3.2 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR

A análise da profundidade trouxe melhores resultados para o fator de recuperação,

como mostrado na Figura 4-16. A Figura 4-16 mostra que quanto maior a profundidade

melhores os resultados do fator de recuperação, isso porque, no método GAGD o gás

injetado empurra o óleo para baixo, então quanto mais profundo o poço, mais óleo

consegue ser produzido.

Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração 3

Juntamente com a Tabela 4-6, que ao mostrar em números a produção acumulada

certifica que a vazão de 500 mil m³ de CO2 mostra ser a melhor alternativa diante das

outras anteriormente mostradas.

Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração 3

PROFUNDIDADE (m³) PRODUÇÃO ACUMULADA

EM 20 ANOS (m³)

Topo – 483,2 202.275

Meio – 486,2 192.218

Fundo – 488,9 222.287

Conclui-se que a melhor profundidade para a vazão com maior fator de

recuperação foi a de 488,9 m, a maior profundidade.



4.3 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS

Foram realizadas análises entre as três configurações construídas com a vazão e a

profundidade que apresentaram o melhor fator de recuperação e a melhor produção

acumulada, sendo elas, na primeira configuração a vazão de 250 mil m³, a segunda

configuração, com vazão de 500 mil m³ e na terceira configuração, também a vazão de

500 mil m³, e em todos os casos a profundidade foi a mais funda com 488,6 m.

Na Figura 4-17 pode-se fazer a análise da melhor configuração a partir da vazão

de óleo em função do tempo, onde vê-se que no início dos 5 primeiros anos a vazão de

óleo da configuração dois apresenta o ponto mais alto, porém no final dos 20 anos é a

configuração que apresenta o menor resultado apresentando 3,62 m³/dia, menor até que a

primeira configuração que consta com 4,95 m³/dia, logo conclui-se que a configuração

com maior vazão de óleo é a configuração 3, com resultado de 5,06 m³/dia, sendo melhor

do que as outras duas.

Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações



Na Figura 4-18 vê-se que nos primeiros anos os melhores resultados foram da

configuração 2, com três poços injetores e dois produtores horizontais, porém após o

breakthrough essa configuração apresenta uma baixa constância e a configuração 3, que

contém seis poços injetores verticais e dois produtores horizontais, apresenta o melhor

resultado no fator de recuperação.

Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados

De acordo com a Tabela 4-7, percebe-se que a melhor produção acumulada depois

de 20 anos é a da configuração 3 dando uma diferença de 20,38% a mais que a

configuração 2 e 33,75% a mais que a configuração 1, dessa forma sendo a melhor

configuração a ser usada a configuração 3 com a injeção de 500 mil m³ de CO2 por poço

na profundidade mais funda analisada.



Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados

CONFIGURAÇÃO PRODUÇÃO

ACUMULADA EM

20 ANOS (m³)

CONF. 3 222.287

CONF. 2 176.973

CONF. 1 147.280

Fazendo uma observação na saturação de óleo ao longo do tempo pode-se ver o

crescimento da área do varrido em três períodos ao longo dos 20 anos, nas duas melhores

configurações, reforçando a melhor configuração a ser utilizada.

Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 2

5 anos 10 anos

15 anos



Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 3

Diante das saturações de óleo e da vazão de óleo mostradas, situadas no mesmo

plano e na mesma época, observa-se que onde teve o maior varrido foi na configuração

3. Mostrando assim ser a melhor escolha a ser tomada, necessitando antes de se fazer uma

análise econômica para se ter a certeza da viabilidade econômica.

5 anos 10 anos

15 anos

______________________________________

CAPÍTULO 5:

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES



5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Nessa seção é mostrado a síntese das conclusões e recomendações do trabalho

exposto.

5.1 CONCLUSÕES

As conclusões que pode-se ter através da realização do trabalho são:

De acordo com o estudo realizado, verificou-se que o uso do método estudado, o

GAGD, de fato ajuda no aumento da produção de óleo do poço aumentando a

recuperação em relação a recuperação primária do reservatório;

Alterando a vazão de injeção de CO2 nos poços injetores, percebe-se o aumento

da vazão da produção do óleo, principalmente nos primeiros anos, já que

posteriormente ainda houve aumento, porém menor, mesmo sendo significante

em alguns casos;

As mudanças na profundidade também ajudaram no aumento de produção, visto

que quanto mais fundo o poço produtor maior é o fator de recuperação.

As diferentes configurações dos poços, ajudam também a influenciar no aumento

do fator de recuperação do óleo. Neste caso, a configuração com 6 poços injetores

e 2 produtores, com a injeção de 500 m³/dia de CO2 apresentou o melhor

resultado;



5.2 RECOMENDAÇÕES

Efetuar um estudo econômico para estudar a viabilidade econômica do projeto,

podendo assim saber com mais exatidão a melhor configuração a ser escolhida

por ser acessível;

Alterar as configurações dos poços, mudando a posição dos injetores e/ou a

profundidade do poço produtor;

Fazer o estudo do caso com o mesmo processo GAGD, porém com outros tipos

de gás sendo injetados, como metano, propano para determinar qual melhor gás a

ser utilizado;

Realizar uma injeção alternada ou com paradas para analisar os resultados;

______________________________________

REFERÊNCIAS



REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

BARILLAS, Jennys Lourdes Meneses - Estudo do processo de drenagem gravitacional

de óleo com injeção contínua de vapor em poços horizontais, Natal-RN, 2005.

BAUTISTA, E. V. : Análise Paramétrica da simulação Composicional do Processo de

Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (GAGD). Dissertação de Mestrado em

Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2010.

Natal-RN.

CARDOSO, Luis Claudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2005.

GARCIA, Caroline Suzy – Injeção de CO2 em reservatórios de óleos leves com

característica do nordeste brasileiro. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de


Brasil.

NETO, Otacílio Maurício Damasceno – Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD)

aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento

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

Brasil, 2015.

ROSA, A. J.; CARVALHO, R. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de

Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2011.

Slide Share – Método de Recuperação de Petróleo, Injeção Miscível de CO2 – Disponível

em: <http://pt.slideshare.net/engenheiroalanferreira/injeao-de-co2-seminrio-9193678>.

Acessado em 10 de outubro de 2016.

Slide Share - Geologia do Petróleo -. Disponível em:

<http://pt.slideshare.net/RicardoRochaRicardo/geologia-do-petroleo>. Acessado em 06

de outubro de 2016.

http://pt.slideshare.net/engenheiroalanferreira/injeao-de-co2-seminrio-9193678

http://pt.slideshare.net/RicardoRochaRicardo/geologia-do-petroleo

trabalho de conclusão de curso – engenharia do petróleo 2016

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