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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE

PETRÓLEO - PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS

CINDY PAMELA AGUIRRE RUIZ

Orientador: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal / RN, 17 de Fevereiro de 2012.

ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS

CINDY PAMELA AGUIRRE RUIZ

Natal / RN, 17 de Fevereiro de 2012

v

Ruiz, Cindy Pamela Aguirre – Estudo Comparativo da Injeção de água

usando poços verticais e horizontais, UFRN, Programa de Pós-Graduação em

Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e

Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de

Concentração: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Exploração de

Petróleo e Gás Natural (ERE), Natal – RN, Brasil.

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

A recuperação de óleo com injeção de água tem sido até agora o método

mais aplicado no mundo inteiro, principalmente para a recuperação de óleos

leves; o sucesso deve-se aos baixos custos envolvidos e a facilidade de

injeção. O método “Toe-to-Heel Waterflooding” TTHWTM utiliza uma

configuração de poços injetores verticais completados no fundo do

reservatório e poços produtores horizontais completados no topo. O

mecanismo de produção principal é a segregação gravitacional em distâncias

curtas. Este método tem sido estudado desde o início dos anos 90 e tem sido

aplicado no Canadá com resultados positivos para óleos levemente pesados,

no entanto o método ainda não tem sido utilizado no Brasil. Para verificar a

aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simulação em

reservatórios de óleo leve com características do Nordeste Brasileiro. O

objetivo da pesquisa foi analisar quais os fatores operacionais que podem

influenciar no processo. As simulações foram realizadas utilizando o módulo

“STARS” da “Computer Modelling Group”, com o objetivo de realizar estudos

de métodos de recuperação avançada de óleo. Os resultados obtidos neste

trabalho mostraram que a configuração de poços aplicada para este caso

apresentou uma leve melhora em relação à configuração convencional de 5

pontos (5-Spot) em termos de fator de recuperação, no entanto, apresentou

menores resultados na avaliação econômica.

Palavras-Chaves: reservatórios, injeção de água, modelagem de

reservatórios, poços horizontais.

vi

ABSTRACT

Oil recovery using waterflooding has been until now the worldwide most

applied method, specially for light oil recovery, its success is mainly because

of the low costs involved and the facilities of the injection process. The “Toe-

To-Heel Waterflooding” TTHWTM method uses a well pattern of vertical injector

wells completed at the bottom of the reservoir and horizontal producer wells

completed at the top of it. The main producing mechanism is gravitational

segregation in short distance. This method has been studied since the early

90´s and it had been applied in Canada with positive results for light heavy

oils, nevertheless it hasn´t been used in Brazil yet. In order to verify the

applicability of the process in Brazil, a simulation study for light oil was

performed using Brazilian northwest reservoirs characteristics. The simulations

were fulfilled using the STARS module of the “Computer Modelling Group”

Software, used to perform improved oil recovery studies. The results obtained

in this research showed that the TTHWTM well pattern presented a light

improvement in terms of recovery factor when compared to the conventional 5-

Spot pattern, however, it showed lower results in the economic evaluation.

Keywords: waterflooding, horizontal well, reservoir simulation, TTHW.

vii

Dedicatória

A Deus

A minha Mãe

viii

Agradecimentos

Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

(CNPq) pela bolsa de estudos concedida no âmbito do Programa de

Estudiantes - Convênio de Pós-Graduação PEC-PG; sem seu apoio o

desenvolvimento deste trabalho não poderia ter sido realizado.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, que através da Pró-

Reitoria de Pós-Graduação forneceu orientação e apoio quando foi preciso.

Ao Computer Modelling Group, pela contribuição a este trabalho mediante

o uso do simulador computacional.

Ao PPGCEP, especialmente ao Prof. Dr. Wilson da Mata pela

oportunidade concedida e a colaboração fornecida durante esta experiência.

Aos professores do programa, principalmente à Prof. Dra. Jennys L. M.

Barillas pela ajuda, orientação, conhecimento, amizade e a profunda

paciência fornecida durante a elaboração deste projeto.

Ao Prof. Dr. Tarcilio Viana, pelo conhecimento transmitido e pelos aportes

a este trabalho.

Aos colegas e todos os amigos que tive a oportunidade de conhecer

durante a realização deste trabalho, e que gentilmente colaboraram toda vez

que foi preciso.

A todos aqueles que apesar da distância sempre estiveram comigo,

dando apoio, amor, carinho e principalmente paciência.

Índice 1 Introdução .................................................................................................. 19

2 Fundamentos Teóricos .............................................................................. 22

2.1 Reservatório de hidrocarbonetos ........................................................ 22

2.1.1 Classificação geológica ................................................................ 22

2.1.2 Classificação segundo o ponto de bolha ...................................... 23

2.1.3 Classificação em função do estado dos fluidos ............................ 23

2.1.4 Classificação devido ao mecanismo de produção primária .......... 24

2.2 Métodos de Produção de Hidrocarbonetos ......................................... 25

2.3 Mecanismos de produção primária ..................................................... 27

2.3.1 Influxo de água ............................................................................. 27

2.3.2 Gás em solução ............................................................................ 28

2.3.3 Capa de gás ................................................................................. 29

2.3.4 Expansão da rocha e dos fluidos .................................................. 30

2.3.5 Drenagem gravitacional ................................................................ 31

2.4 Mecanismos de recuperação melhorada convencionais ..................... 31

2.5 Injeção de água ................................................................................... 31

2.6 Fatores que controlam a recuperação de óleo .................................... 32

2.6.1 Geometria do reservatório ............................................................ 32

2.6.2 Litologia ........................................................................................ 33

2.6.3 Profundidade do reservatório ....................................................... 34

2.6.4 Porosidade ................................................................................... 34

2.6.5 Permeabilidade ............................................................................. 35

2.6.6 Continuidade das propriedades da rocha ..................................... 36

2.6.7 Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos .................... 37

2.6.8 Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas .................. 38

2.7 Tipos de poços .................................................................................... 39

2.7.1 Poços Verticais ............................................................................. 39

2.7.2 Poços Horizontais ......................................................................... 40

2.8 Tipos de Injeção .................................................................................. 40

2.8.1 Injeção periférica ou externa ........................................................ 41

x

2.8.2 Injeção em arranjos ou injeção dispersa ...................................... 43

2.8.3 Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHWTM) ....................................................... 46

2.9 Planejamento de experimentos ........................................................... 47

2.9.1 Diagrama de Pareto ...................................................................... 52

2.9.2 Superfícies de Resposta ............................................................... 53

2.10 Estimativa de Custos ........................................................................... 53

2.10.1 Valor Presente Líquido (VPL) ....................................................... 54

3 Estado da Arte ........................................................................................... 57

4 Materiais e Métodos .................................................................................. 62

4.1 Ferramenta Computacional ................................................................. 62

4.1.1 WinProp – CMG ............................................................................ 62

4.1.2 Builder - CMG ............................................................................... 63

4.1.3 STARS – CMG ............................................................................. 63

4.2 Propriedades do fluido ........................................................................ 64

4.2.1 Composição .................................................................................. 64

4.2.2 Viscosidade do fluido .................................................................... 65

4.2.3 Permeabilidades Relativas. .......................................................... 65

4.3 Modelo da Malha ................................................................................. 67

4.3.1 Modelo Retangular Homogêneo ................................................... 67

4.4 Propriedades do reservatório .............................................................. 69

4.5 Descrição das condições de operação ................................................ 70

4.6 Modelos de Configurações de Poços Estudados ................................ 70

4.6.1 Configuração de poços de 5 Pontos ............................................. 70

4.6.2 Configuração do Poço Horizontal Central (PH Central) ................ 71

4.6.3 Configuração de poços TTHWTM .................................................. 72

4.7 Metodologia de Trabalho ..................................................................... 73

5 Resultados e Discussões ........................................................................... 76

5.1 Comparação entre os modelos com e sem injeção de água ............... 76

5.1.1 Análise dos Mapas de Saturação de Água ................................... 81

5.2 Análise de sensibilidade ...................................................................... 87

5.2.1 Análise do maior e menor Fator de Recuperação para cada Configuração ............................................................................................. 99

xi

5.3 Fator de Recuperação (FR) em função do Volume Poroso Injetado (VPI) ..............................................................................................................109

5.3.1 FR em função do VPI para a espessura de 12 m ....................... 109

5.3.2 FR vs. VPI para a espessura de 36 m ........................................ 116

5.3.3 Influência da espessura da zona de óleo ................................... 120

5.4 Estimativa de Custos ......................................................................... 123

5.4.1 Análise do custo inicial em função do número de poços perfurados para cada configuração ........................................................................... 124

5.4.2 Análise do Valor Presente Líquido (VPL) ................................... 126

6 Conclusões e Recomendações ............................................................... 137

6.1.1 Conclusões ................................................................................. 137

6.1.2 Recomendações ......................................................................... 139

7 Referências Bibliográficas ....................................................................... 142

8 Anexos ..................................................................................................... 146

8.1 Razão Água/óleo. .............................................................................. 146

8.2 VPL das configurações PH Central e TTHW. .................................... 147

xii

Lista de Figuras

Figura 2-1 Classificação dos Métodos de Produção. ....................................... 26

Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água. .......................................... 28

Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução. ........................ 29

Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás. .............................................. 30

Figura 2-5 Esquema de deslocamento de água e petróleo. ............................. 32

Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de

Água. ................................................................................................................ 36

Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água. .......................... 37

Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento. ...................................... 39

Figura 2-9 Injeção Periférica. ........................................................................... 41

Figura 2-10 Configuração "5- Spot". ................................................................. 43



Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade. .................................................................... 65

Figura 4-2 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de água. ......... 66

Figura 4-3 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de Líquidos. .... 66

Figura 4-4 Malha Retangular Homogênea (Vista 3D). ..................................... 68

Figura 4-5 Malha Retangular Homogênea (Vista lateral). ................................ 69

Figura 4-6 Configuração de 5 Pontos. .............................................................. 71

Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central). ................. 72

Figura 4-8 Configuração Toe-to-Heel Waterflooding (TTHW). ......................... 73

Figura 5-1 Produção primária. .......................................................................... 77

Figura 5-2 Razão de óleo na produção primária. ............................................. 78

Figura 5-3 Influência da localização dos poços produtores horizontais no FR. 79

Figura 5-4 Fator de Recuperação de óleo com e sem injeção de água. .......... 81

Figura 5-5 Mapa de Saturação de 5 Pontos (“5-Spot”). ................................... 83

Figura 5-6 Mapa de Saturação de PH Central. ................................................ 85

Figura 5-7 Mapa de Saturação de TTHW. ....................................................... 87

Figura 5-8 Diagrama de Pareto para FR = 20 anos. ........................................ 93

Figura 5-9 Superfície de Resposta: Espessura vs. Configuração. ................... 95

Figura 5-10 Superfície de Resposta: Vazão vs. Configuração. ........................ 96

xiii

Figura 5-11 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs.

Configuração. ................................................................................................... 96

Figura 5-12 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Espessura.

......................................................................................................................... 97

Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs.

Permeabilidade Horizontal. .............................................................................. 98

Figura 5-14 Mapa de Saturação, 5 Pontos, Casos 75 e 73. ........................... 102

Figura 5-15 Mapa de Saturação, PH Central, Casos 78 e 4. ......................... 104

Figura 5-16 Mapa de Saturação, TTHW, Casos 81 e 7. ................................ 107

Figura 5-17 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões de injeção (12 m). .......... 110

Figura 5-18 FR vs VPI: 5-Spot, para três vazões de injeção (12 m). ............. 111

Figura 5-19 FR vs VPI: PH Central, três vazões de injeção (12 m).. .............. 112

Figura 5-20 FR vs VPI: TTHW, para três vazões de injeção (12 m). .............. 112

Figura 5-21 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m). .............................. 113



Figura 5-24 Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (12 m). ........................... 115

Figura 5-25 FR vs. VPI: 5-Spot para três vazões (36m). ................................ 116

Figura 5-26 FR vs. VPI: PH Central para três vazões (36 m). ........................ 117

Figura 5-27 FR vs. VPI: TTHW para três vazões (36 m). ............................... 117

Figura 5-28 FR vs. VPI: Três Configurações a 375 m3 std/dia (36 m). ........... 118

Figura 5-29 FR vs. VPI: Três Configurações a 750 m3 std/dia (36 m). ........... 119

Figura 5-30 FR vs. VPI: Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (36 m). ........ 120

Figura 5-31 FR vs. VPI: 5 Pontos, curvas de 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. ..... 121

Figura 5-32 FR vs. VPI: PH Central para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. ........... 121

Figura 5-33 FR vs. VPI: TTHW para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia. .................. 122

Figura 5-34 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 1 (Preço de Inj. 1,06

R$/Bbl) ........................................................................................................... 127


R$/Bbl) ........................................................................................................... 128


R$/Bbl) ........................................................................................................... 129

Figura 5-37 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 1 (Preço

Injeção = 1,06 R$/Bbl) .................................................................................... 131

xiv


Injeção = 10,6 R$/Bbl) .................................................................................... 132


Injeção = 53,0 R$/Bbl) .................................................................................... 133

Figura 5-40 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 1 (Preço Injeção =

1,06 R$/Bbl) ................................................................................................... 134

Figura 5-41 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 3 (Preço Injeção =

53,0 R$/Bbl) ................................................................................................... 135

Figura 6-1 Razão Água/Óleo para as três configurações a diferentes vazões146

Figura 6-2 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 1 (Preço Injeção =

1,06 R$/Bbl) ................................................................................................... 147


10,6 R$/Bbl) ................................................................................................... 148


53,0 R$/Bbl) ................................................................................................... 148

Figura 6-5 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06

R$/Bbl) ........................................................................................................... 149

Figura 6-6 VPL Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 2 (Preço Injeção =

10,6 R$/Bbl) ................................................................................................... 150

Figura 6-7 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 3 (Preço Injeção= 53

R$/Bbl) ........................................................................................................... 150

xv

Lista de Tabelas

Tabela 2-1 Planejamento Fatorial 22 ................................................................ 50

Tabela 4-1 Composição do Fluido. ................................................................... 64

Tabela 4-2 Propriedades Malha Retangular Homogênea. ............................... 67

Tabela 4-3 Propriedades do Reservatório. ....................................................... 69

Tabela 4-4 Parâmetros de Operação dos Poços. ............................................ 70

Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade. ............................ 88

Tabela 5-2 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=12m). ............................. 88

Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m). ............................. 90

Tabela 5-4 Conf. De 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (12 m) ................ 100

Tabela 5-5 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (12 m) .................. 103

Tabela 5-6 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (12 m) ...................... 105

Tabela 5-7 Conf. 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (36 m). ..................... 108

Tabela 5-8 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (36 m). ................. 108

Tabela 5-9 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (36m). ...................... 108

Tabela 5-10 Tabela de valores FR vs. VPI. .................................................... 123

Tabela 5-11 Equivalência econômica dos poços segundo a posição na malha.

....................................................................................................................... 124

Tabela 5-12 Relação Econômica entre Poços Verticais e Horizontais ........... 125

Tabela 5-13 Descrição dos três cenários para a avaliação econômica .......... 126

Tabela 5-14 Comparação do VPL máximo entre as três configurações de poços

....................................................................................................................... 130

xvi

Nomenclatura e abreviações

°API Grau API do óleo

EA Eficiência de varrido horizontal %

FC Fluxo de caixa R$

FR Fator de recuperação %

h Espessura do reservatório m

i Taxa de desconto anual %

Kv Permeabilidade vertical mD

Kh Permeabilidade horizontal mD

Kv/Kh Relação de permeabilidades mD/ mD

n Duração total do projeto ano

Np Produção acumulada de óleo m3 std

PAF Preço médio de água potável R$/m3 std

PAT Preço médio do custo de tratamento de água R$/m3 std

Po Preço internacional do barril de petróleo R$/m3 std

Q Vazão de injeção m3 std/dia

T Temperatura °C

t Tempo ano

VPI Volume poroso injetado adimensional

VPL Valor presente líquido R$

xvii

Wi Volume de água injetada m3 std/dia

Wp Volume de água produzido m3std/dia

CaIntr

apítulroduç

o I ão

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo I: Introdução

19

1 Introdução

Os hidrocarbonetos ainda ocupam o primeiro lugar como fonte de

energia no mundo, no entanto, este combustível não renovável tem se tornado

mais difícil de explorar devido ao esgotamento progressivo dos reservatórios

convencionais e às dificuldades técnicas e econômicas da extração de óleo

pesado. Dessa forma, não é preciso apenas o desenvolvimento de novas

tecnologias, mas também a melhoria daquelas já conhecidas para um maior

aproveitamento destes recursos. O Brasil possui grandes reservas de

hidrocarbonetos e as descobertas ainda estão em progresso. Mesmo com o

estudo de novas tecnologias, que têm mostrado uma boa eficiência na

recuperação, a injeção de água ainda é o método mais utilizado. A aplicação

deste método secundário deve-se às facilidades técnicas e econômicas em

comparação com os novos métodos, e por isso, as pesquisas para melhorar

esta técnica ainda são de grande interesse.

O motivo principal para o baixo desempenho da injeção de água em

relação ao varrido de óleo é ocasionado pela heterogeneidade do reservatório,

a segregação gravitacional e uma relação de mobilidades desfavorável. Além

disso, deve-se levar em consideração que o caminho percorrido pela água

dentro do reservatório é longo devido às distâncias entre os poços injetores e

produtores na injeção convencional. Todos esses fenômenos mencionados

fazem com que a eficiência de varrido volumétrico diminua consideravelmente.

Com o propósito de mitigar as típicas adversidades que estão

associadas à injeção de água usando poços verticais, têm surgido diferentes

propostas para melhorar a eficiência do processo. Uma dessas propostas está

baseada na utilização de poços produtores horizontais, que podem ajudar a

melhorar a eficiência de varrido naquelas circunstâncias onde as configurações

com poços verticais apresentam eficiências relativamente baixas.

O objetivo deste trabalho é realizar um estudo comparativo sobre a

aplicação e economia de poços produtores horizontais em relação às

configurações convencionais como a de Cinco Pontos ou “5-Spot”. Com este

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo I: Introdução

20

propósito foram realizadas simulações computacionais com dados

característicos das bacias encontradas na região Nordeste do Brasil.

Esta dissertação está composta por cinco capítulos. O Capítulo I apresenta uma breve introdução, o Capítulo II mostra um resumo dos

fundamentos teóricos básicos que ajudam na compreensão do trabalho; o

Capítulo III faz referência a alguns dos trabalhos e pesquisas que estão

relacionados com o tema abordado; o Capítulo IV contém informação relativa

aos dados das ferramentas computacionais, das propriedades do fluido e

reservatório, dados operacionais e metodologia de trabalho; no Capítulo V

encontram-se os resultados, as análises respectivas e as discussões das

simulações realizadas.

O trabalho também está conformado por uma seção que mostra as

conclusões principais e algumas recomendações em caso de utilizar este

trabalho como consulta.

Possui uma seção relacionada com o material bibliográfico consultado e

finalmente uma seção de anexos que mostra gráficos que poderiam ser

requeridos para o melhor entendimento dos resultados apresentados.

FFundaamenCa

ntos TapítuloTeóric

o II cos

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo II: Fundamentos Teóricos

22

2 Fundamentos Teóricos

A seguir são apresentados conceitos gerais de aspectos teóricos que

estão relacionados com este tema e que fundamentam a compreensão deste

trabalho.

2.1 Reservatório de hidrocarbonetos

Um reservatório é uma formação subterrânea, porosa e permeável

contendo um banco individual de hidrocarbonetos confinado por barreiras de

rocha impermeável ou de água, e é caracterizado por um sistema único de

pressão natural (Guo, Lyons, Ghalambor, 2006).

Os reservatórios podem ser classificados em função de diferentes

fatores, por exemplo, fatores geológicos, de ponto de bolha, de mecanismo de

produção, etc. As classificações mais conhecidas na indústria são

mencionadas em esta seção (Escobar F., 2004).

2.1.1 Classificação geológica

Segundo a localização de um reservatório dentro de uma estrutura

geológica, eles podem ser classificados da seguinte forma:

⋅ Estratigráficos: lentes de areia, mudanças de permeabilidade, etc.

⋅ Estruturais: fraturas em rochas ígneas, falhas, anticlinais, domos de sal,

etc.

⋅ Combinados: possíveis combinações entre as duas primeiras.


23

2.1.2 Classificação segundo o ponto de bolha

Os reservatórios também podem ser classificados em função do valor da pressão inicial em comparação com o ponto de bolha. O ponto de bolha é aquela pressão na qual é formada a primeira bolha de gás.

⋅ Subsaturados: quando a pressão inicial do reservatório é maior do que o

ponto de bolha.

⋅ Saturados: quando a pressão inicial do reservatório é menor ou igual ao

ponto de bolha. Geralmente é um sistema bifásico com uma capa de gás

sobre a zona líquida.

2.1.3 Classificação em função do estado dos fluidos

Para o caso dos reservatórios de óleo, existem as seguintes

classificações:

⋅ Óleo negro (Black Oil): geralmente está formado por espécies químicas

de moléculas grandes, pesadas e não voláteis.

⋅ Óleo quase crítico: geralmente se acha em condições muito perto do

ponto crítico. Este tipo de óleo libera grandes quantidades de gás para

pequenas quedas de pressão abaixo da pressão de bolha, o que resulta

em encolhimentos consideráveis (Rosa, 2006).

⋅ Óleo de alta e de baixa contração: a diferença entre as duas é a

quantidade de gás que pode ser liberada quando ocorre uma redução da

pressão. Se for liberada uma quantidade pequena de componentes

voláteis é de baixa contração; se for o contrário, é de alta contração.


24

⋅ Asfaltenos: a característica principal destes compostos é que eles não

se vaporizam; geralmente estão em estado sólido ou semi-sólido.

No caso do gás, a classificação utilizada é a seguinte:

⋅ Gás Condensado (Retrógrado): são gases que contêm poucos

hidrocarbonetos pesados; na medida em que a pressão diminui, o fluido

se condensa e se forma um líquido que geralmente não flui. A

característica principal é a condensação dos gases com a diminuição da

pressão quando o fenômeno esperado é o oposto, ou seja uma

vaporização. O líquido formado pelo processo de condensação pode

voltar para o estado de vapor. O processo de condensação retrógrada

acontece dentro do reservatório, por tanto, o líquido formado fica dentro

e não é produzido em superfície.

⋅ Gás Úmido: é uma mistura de hidrocarbonetos com moléculas

pequenas, na sua maioria, sob a temperatura do reservatório; quando

produzidos, forma-se líquido na superfície; a relação gás/óleo se

mantém constante ao longo da vida do reservatório.

⋅ Gás Seco: geralmente está formado por metanos e componentes

intermediários; o fluido se mantém em estado gasoso tanto no

reservatório quanto na superfície.

2.1.4 Classificação devido ao mecanismo de produção primária

A produção primária deve-se à energia natural que existe dentro de um

reservatório, e essa energia pode ser gerada por diferentes fatores.

⋅ Influxo de água;

⋅ Gás em solução;


25

⋅ Capa de gás;

⋅ Expansão da rocha e do fluido;

⋅ Drenagem gravitacional.

Os detalhes de cada mecanismo nesta classificação são explicados com

maior detalhe na seção 2.3.

2.2 Métodos de Produção de Hidrocarbonetos

A extração de hidrocarbonetos de um determinado reservatório pode

acontecer de forma natural e/ou artificial, dependendo das propriedades do

fluido e da rocha. Inicialmente, as operações de recuperação de óleo eram sub-

divididas em três etapas: primária, secundária e terciária, seguindo uma

sequência cronológica. A etapa primária é produto do deslocamento do fluido

pela energia natural existente no reservatório. A etapa secundária, sinônima da

injeção de água e gás, era implementada depois da declinação da produção

primária. A chamada recuperação terciária era aplicada depois da injeção de

água ou gás; nessa categoria estavam envolvidos os gases miscíveis, produtos

químicos e a energia térmica para deslocar o óleo adicional depois de que um

projeto de recuperação secundária tinha se tornado não rentável.

Entretanto, nem todos os casos se encaixavam em uma sequência

cronológica. Um exemplo é a produção de óleo pesado que, pela viscosidade

do óleo, não pode fluir com vazões economicamente favoráveis com produção

de energia natural, assim, a produção primária seria praticamente nula; as

injeções de água e/ou gás também não eram consideradas factíveis, então o

uso de energia térmica poderia ser considerado como a única forma de

recuperar uma quantidade significativa de óleo. Nesse caso, um método

considerado como terciário, em uma sequência cronológica de esgotamento,

poderia ser utilizado como o primeiro e talvez o único procedimento a ser

aplicado (Rosa, 2006).

Em outras situações, os denominados processos terciários ou de

recuperação melhorada (conhecidos em inglês como EOR, “Enhanced Oil

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27

recuperação e/ou acelerar a produção em relação às produções primária e

secundária.

2.3 Mecanismos de produção primária

A recuperação primária resulta da utilização das fontes de energia

natural presentes nas jazidas, e que ajudam no deslocamento de óleo até os

poços produtores. Essas fontes podem ser: influxo de água, gás em solução,

capa de gás, drenagem por gravidade e expansão da rocha e dos fluidos. Em

geral a produção primaria pode gerar uma recuperação entre 0 e 15% dos

hidrocarbonetos em um reservatório (Paris de Ferrer, 2001).

2.3.1 Influxo de água

Um reservatório com influxo de água tem uma conexão hidráulica entre

os hidrocarbonetos e uma rocha porosa saturada com água, é denominada

aquífero, que pode estar sob todo o reservatório ou parte dele. Com frequência,

os aquíferos estão localizados nas margens do campo, como pode se observar

na Figura 2-2.

A influência do aqüífero deve-se à descompressão do reservatório

causada pela produção de hidrocarbonetos, isso faz com que a água se

expanda. Além disso, os grãos da rocha também sofrem uma expansão que

gera a diminuição dos espaços entre os poros, assim, o excedente de água

gera uma pressão sobre os hidrocarbonetos ajudando no seu deslocamento.

O tamanho do aquífero é uma variável importante, já que quanto maior

for o aqüífero, maior será a possibilidade de manter uma maior pressão no

reservatório (Paris de Ferrer, 2001).


28

Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água. (Fonte: Willhite, 1986)

2.3.2 Gás em solução

Dependendo das condições de pressão e temperatura do reservatório, o

óleo pode conter grandes quantidades de gás dissolvido. Quando a pressão

diminui, devido à produção dos fluidos, o gás se desprende, se expande e se

desloca até os poços produtores, como se observa na Figura 2-3.

A eficiência do mecanismo depende da quantidade de gás em solução,

das propriedades da rocha, das propriedades do óleo e da estrutura geológica

do reservatório. Geralmente os fatores de recuperação obtidos são baixos, pois

o gás do reservatório é mais móvel do que a fase óleo, provocando um rápido

esgotamento do gás que pode formar uma fase contínua dentro do

reservatório. Isto pode ser percebido no incremento das relações gás-óleo do

campo. Os reservatórios com produção por gás em solução são usualmente

bons candidatos para a injeção de água (Paris de Ferrer, 2001).


29

Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução. (Fonte: Willhite, 1986)

2.3.3 Capa de gás

Quando um reservatório apresenta uma capa de gás devido às

condições de pressão e temperatura, geralmente uma grande quantidade de

energia armazenada em forma de gás comprimido está localizada no topo do

reservatório, o que provoca a expansão da capa de gás na medida em que os

fluidos são extraídos, ocupando assim o espaço onde anteriormente

encontrava-se o óleo. No caso em que um reservatório apresenta uma zona de

água no fundo e uma capa de gás no topo, pode-se aplicar um método

combinado de injeção de gás e água. A Figura 2-4 mostra uma representação

esquemática deste mecanismo no reservatório (Almeida, 1986).


30

Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás. (Fonte: Willhite, 1986)

2.3.4 Expansão da rocha e dos fluidos

A expansão da rocha e dos fluidos deve-se à compressibilidade, que é

um fenômeno importante já que todas as substâncias são compressíveis

(algumas mais do que outras). Esta propriedade, igual à drenagem

gravitacional, não é um mecanismo de produção propriamente dito, porém é

importante na produção de fluidos, pois quando os fluidos de um reservatório

são produzidos, a pressão e a temperatura da mistura são reduzidas gerando

mudanças físicas no fluido dentro do reservatório.

As mudanças mencionadas devem-se a expansão tanto da rocha quanto

dos fluidos, o que libera certa quantidade de energia, que dependendo dos

fatores de compressão de cada componente, fazem com que os fluidos se

desloquem dentro do reservatório (Rosa, 2006).


31

2.3.5 Drenagem gravitacional

A força de gravidade é a responsável pela drenagem gravitacional, que

faz com que os fluidos tenham um arranjo em função das suas densidades

dentro do reservatório, isso além de uma tendência natural de deslocamento na

direção do fundo do reservatório. Esta propriedade pode ser considerada um

bom método primário de produção dos reservatórios de grande espessura que

têm uma boa comunicação vertical e em aqueles que têm uma inclinação

pronunciada (Paris de Ferrer, 2001).

2.4 Mecanismos de recuperação melhorada convencionais

As injeções de água e de gás têm sido desde o início, sinônimos de

processos secundários de recuperação de óleos leves e médios. O objetivo

principal é manter e aumentar a energia do reservatório, e como consequência,

melhorar a recuperação de hidrocarbonetos. Posteriormente, tem se utilizado

processos melhorados de recuperação de óleo, porém sua aplicação é muitas

vezes limitada pela rentabilidade que se requer para a exploração comercial.

Por estas razões, a injeção de água e de gás ainda são os métodos

convencionais mais utilizados para obter uma recuperação extra de óleo nos

reservatórios (Paris de Ferrer, 2001).

2.5 Injeção de água

A injeção de água é o método mais utilizado no processo de

recuperação de óleo, cujos benefícios principais são a manutenção da pressão

do reservatório e o deslocamento do óleo.

Sua descoberta foi na cidade de Pithole, no leste de Pennsylvânia, de

forma acidental no ano 1865. Nesta época, se pensou que a função principal

da injeção de água era a de manter a pressão no reservatório. Essa idéia foi


32

mantida até os primeiros anos de 1890, quando os operadores perceberam que

a água, que tinha entrado na zona produtora, tinha melhorado a produção. A

Figura 2-5 apresenta um esquema do deslocamento de óleo pela água em um

canal de fluxo (Paris de Ferrer, 2001).

Figura 2-5 Esquema de deslocamento de água e petróleo. (Fonte: Clark, 1969)

2.6 Fatores que controlam a recuperação de óleo

Ao determinar a possibilidade de realizar um processo de injeção de

água ou de gás em um reservatório, devem-se considerar alguns fatores que

afetam diretamente o processo escolhido; nesta parte do trabalho se faz uma

descrição dos mais importantes.

2.6.1 Geometria do reservatório

Um dos primeiros passos para fazer um estudo de injeção é obter a

informação do reservatório e determinar sua geometria, pois sua estrutura e

estratigrafia controlam a localização dos poços e ajudam a decidir qual o tipo

de injeção mais adequado.

A estrutura geológica é o fator mais influente sobre a segregação

gravitacional, já que na presença de altas permeabilidades, a recuperação nos

reservatórios de óleo pode reduzir a saturação de óleo a um valor no qual a


33

injeção de água não se tornaria economicamente atrativa. Se a estrutura é

apropriada, e a saturação de óleo justifica um processo de injeção de água,

deve ser estudado qual o tipo de configuração de poços é o mais conveniente.

Geralmente, as operações de injeção de água são implementadas em

campos com saliências estruturais moderadas, onde a acumulação de petróleo

é encontrada em armadilhas estratigráficas. Na maioria das vezes, estes

reservatórios possuem gás em solução como mecanismo de produção primária

e, geralmente, ao final desta etapa ficam altas saturações de óleo, tornando o

reservatório atrativo para operações de recuperação secundária. Assim, a

localização dos poços de injeção e produção devem se adaptar às

propriedades e condições do meio poroso.

Também é importante realizar uma análise da geometria do reservatório

e do histórico de produção, para definir a presença e a força de um possível

influxo de água e assim, decidir sobre a necessidade de injeção suplementar.

Outro fator importante é a existência de problemas estruturais como falhas ou

de qualquer outro tipo de barreira de permeabilidade, pois um reservatório com

muitas falhas é pouco atrativo para qualquer programa de injeção (Paris de

Ferrer, 2001).

2.6.2 Litologia

É um parâmetro profundamente importante na decisão sobre uma

possível injeção de água ou de gás em um reservatório qualquer. A

porosidade, a permeabilidade e o conteúdo de argila são fatores litológicos que

afetam o processo. A avaliação destes efeitos requer estudos de laboratório

detalhados sobre o reservatório, também podem ser realizadas mediante

provas pilotos experimentais.

Resultados de laboratório têm demonstrado que a diferença entre a

composição mineralógica dos grãos de areia, do material do cimento e

principalmente da composição dos hidrocarbonetos pode ocasionar diferenças

na saturação de óleo residual, um estudo desses é o de Benner e Bartell


34

(1941) que têm demonstrado que, em certas condições, os constituintes

básicos de alguns tipos de óleo fazem com que o quartzo se torne hidrofóbico,

devido à adsorção de água na superfície dos grãos de areia. Da mesma forma,

os constituintes ácidos presentes em outros tipos de óleo tornam a calcita

hidrofóbica.

A presença do mineral argiloso no meio poroso pode tamponar os poros

por inchamento ou floculação no momento da injeção de água. Entretanto, não

existem dados disponíveis sobre a extensão deste problema, já que isso

depende da natureza desse mineral. No entanto, pode-se obter uma

aproximação dos efeitos mediante estudos de laboratório. A redução da

permeabilidade também depende da salinidade da água injetada. De fato,

geralmente, água fresca é substituída por salmouras para os propósitos de

injeção (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.3 Profundidade do reservatório

É outro fator que deve ser considerado em uma injeção de água, já que

se o reservatório for demasiado profundo a re-perfuração pode não ser

economicamente rentável, nesse caso seria preciso saber se existe a

possibilidade de usar os poços antigos. Depois das operações primárias, as

saturações de óleo residual em reservatórios profundos geralmente são

menores do que em reservatórios superficiais. Devido a que no início, existia

um grande volume de gás em solução para expulsar o óleo, gerando um fator

de encolhimento maior. Além disso, grandes profundidades permitem utilizar

maiores pressões e um espaçamento mais amplo (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.4 Porosidade

O volume total de óleo em um reservatório é uma função direta da

porosidade, pois ela determina a quantidade de óleo presente na rocha. No

entanto, esta propriedade é muito variável, por exemplo, pode oscilar desde 10


35

até 35% em uma zona individual, dependendo do material da rocha e das

condições de fratura. Para estabelecer a média da porosidade, é razoável

tomar a média aritmética das porosidades em um testemunho. Se os dados

forem suficientes, mapas de distribuição da porosidade podem ser realizados.

Os mapas podem ser medidos areal ou volumetricamente para dar uma

porosidade total real. Além disso, se as amostras de testemunho são

suficientes, análises estatísticas das porosidades e das permeabilidades são

feitas. A melhor forma de medir este parâmetro tem sido através de medidas de

laboratório em amostras de testemunhos e também podem ser usados perfis

elétricos ou de indução (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.5 Permeabilidade

A magnitude da permeabilidade de um reservatório controla de forma

significativa a vazão de injeção de água para uma determinada pressão. Por

isso, é preciso conhecer bem os valores desta propriedade, assim como a

máxima pressão de injeção aconselhável, levando em conta a profundidade do

reservatório.

Segundo estudos, (Benner e Bartell, 1941), quanto mais homogênea é a

permeabilidade, maior êxito se obtém em um programa de injeção de água. As

grandes variações de permeabilidade em estratos individuais podem fazer com

que a água injetada se desloque mais rapidamente através dos estratos de alta

permeabilidade. Quando isso acontece, os estratos menos permeáveis

geralmente não são varridos de forma eficiente, o resultado disso é conhecido

como “fingering”. Estes fatos influenciam na economia do projeto e na

possibilidade da invasão do reservatório. A continuidade dos estratos é tão

importante quanto a variação da permeabilidade. Se não existe uma correlação

do perfil de permeabilidades entre os poços individuais, cabe a possibilidade de

que as zonas mais permeáveis não sejam contínuas e que o “fingering” da

água injetada seja menos severa do que o indicado pelos procedimentos

aplicados a todo o reservatório (Paris de Ferrer, 2001). A Figura 2-6 mostra o

efeito da distribuição vertical da permeabilidade sobre a injeção de água.


36

Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de Água. (Fonte: Archer e Wall, 1986)

2.6.6 Continuidade das propriedades da rocha

O conhecimento sobre a continuidade das propriedades da rocha é

necessário para determinar a possibilidade de injeção, pois o fluxo dos fluidos

acontece na direção dos planos de estratificação. Se o reservatório esta

dividido em estratos separados, pode ser que os estratos individuais tenham

tendência a reduzir suas espessuras com a distância, ou que exista um meio

uniforme. Estudos dos testemunhos podem revelar estratificações cruzadas e

de fraturamento. Todas estas situações devem ser consideradas na

determinação do espaçamento dos poços, nas configurações de injeção e na

estimativa do volume do reservatório (Paris de Ferrer, 2001).


37

2.6.7 Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos

Tem sido comprovado que quanto maior é a saturação de óleo no

reservatório, no início da injeção, maior é o fator de recuperação, fazendo com

que o retorno do investimento seja melhor. A Figura 2-7 mostra um esquema

do comportamento dos fluidos no reservatório através das diferentes etapas de

uma injeção de água para rochas molhadas por óleo e por água (Paris de

Ferrer, 2001).

Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água. (Fonte: Craig, 1971)

Outro parâmetro importante que deve ser conhecido é a saturação inicial

de água conata, pois ajuda a determinar a saturação inicial de óleo.


38

2.6.8 Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas

As propriedades físicas dos fluidos têm muita influência sobre o

processo de injeção. A mobilidade de um fluido é a relação que existe entre a

permeabilidade efetiva e a viscosidade desse fluido. A razão de mobilidade é a

relação entre a mobilidade da fase deslocante e a da fase deslocada. Quanto

maior é o valor de M, menor é a recuperação no momento da erupção da água

(“breakthrough”); em consequência, a quantidade de água produzida para

recuperar a mesma quantidade de óleo é maior.

Em um processo de deslocamento de óleo, a razão de mobilidade

relaciona a mobilidade da água com a mobilidade do óleo, na porção do

reservatório que já foi invadida. Em reservatórios heterogêneos, as

características das permeabilidades relativas variam areal e verticalmente.

Como resultado, o fluido deslocador não forma uma frente uniforme na medida

em que avança e tende a se canalizar na direção dos estratos ou áreas que

tenham uma maior permeabilidade, como se mostra na Figura 2-8. Na medida

em que o deslocamento avança, a razão de mobilidade continua aumentando

nas partes do reservatório previamente invadidas pelo fluido deslocador (Paris

de Ferrer, 2003).


39

Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento. (Fonte: Craig, 1971)

2.7 Tipos de poços

Na indústria do petróleo, um poço é um orifício tubular perfurado no solo

a certa profundidade, e serve como dispositivo de conexão entre a superfície e

o reservatório de hidrocarbonetos. Os poços podem ser classificados segundo

a forma, profundidade e o objetivo. Nesta seção do trabalho é mencionada a

classificação segundo a forma.

2.7.1 Poços Verticais

Os poços de tipo vertical foram os primeiros utilizados na indústria do

petróleo. Eles possuem diferentes diâmetros, sendo a seção de maior


40

diâmetro aquela que começa na superfície. À medida que a profundidade do

poço aumenta o diâmetro vai diminuindo até atingir a zona de interesse.

A perfuração de poços, em geral, é um trabalho complexo que depende

de vários fatores, como por exemplo, da localização dos reservatórios, da

profundidade, do tipo de rocha, do tipo de fluido, etc. Além disso, é realizada

em várias etapas, já que cada seção deve ser perfurada, revestida e cimentada

antes de começar a seção seguinte. No entanto, com o passar do tempo, a

demanda de hidrocarbonetos foi aumentando e os poços em geral precisavam

ser melhorados, foi assim que a tecnologia dos poços horizontais evoluiu.

2.7.2 Poços Horizontais

A criação e uso de poços inclinados e horizontais foi implementada na

indústria do petróleo a partir de 1950. Contudo, foi no final dos anos 80 que a

perfuração deste tipo de poço começou a ser realizada com maior frequência

nos Estados Unidos, e aos poucos no mundo inteiro. O estudo na procura do

entendimento deste tipo de poço evoluiu juntamente com a tecnologia

necessária para melhorar a técnica de perfuração, pois foi comprovado que

este tipo de poço possui grandes benefícios para muitas situações onde os

poços verticais apresentam limitações.

Entre os benefícios proporcionados pelos poços horizontais estão à área

de drenagem, que é maior em comparação à dos poços verticais, e a

perfuração em lugares de difícil acessibilidade. Com este tipo de poços

também surgiu a possibilidade de criar os poços multilaterais, que permite

perfurar vários poços a partir de uma mesma locação (Joshi, 2001).

2.8 Tipos de Injeção

A primeira configuração de poços na injeção de água consistia em injetar

água em um único poço. À medida que aumentava a zona invadida, os poços


41

produtores iam se tornando poços injetores para criar uma frente de avanço

maior.

Em 1921, foi realizada uma configuração de poços que alternava uma

linha de produtores com uma linha de injetores. Em 1928, a configuração em

linha foi substituída por uma de cinco poços. Depois de 1940, a prática da

injeção de água se expandiu rapidamente e se permitiram outras configurações

e maiores razões de injeção-produção.

Segundo a posição dos poços injetores e produtores, a injeção de água

pode ser feita de duas formas diferentes.

2.8.1 Injeção periférica ou externa

Consiste em injetar água fora da zona de óleo, nos flancos do

reservatório. Como pode se observar na Figura 2-9, a água é injetada no

aquífero perto do contato água-óleo (Paris de Ferrer, 2001).

Figura 2-9 Injeção Periférica. (Fonte: Rosa, 2006)


42

Características

a) Usam-se quando não se tem uma boa descrição do reservatório ou

quando a estrutura do mesmo favorece este tipo de injeção;

b) Os poços de injeção são colocados no aquífero, fora da zona de óleo.

Vantagens

a) Usam-se poucos poços;

b) Não precisa da perfuração de poços adicionais, já que se podem usar os

poços produtores invadidos (por água) como injetores. Isso diminui a

inversão nas áreas onde se tem mais poços perfurados em forma

irregular ou onde o espaçamento dos poços é muito grande;

c) Não é necessária uma boa descrição do reservatório para iniciar o

processo de injeção com água nos extremos do reservatório;

d) Com condições favoráveis pode-se gerar uma alta recuperação de óleo

com um mínimo de produção de água. Neste tipo de projeto, a produção

de água pode ser adiada até que a água atinja a última fila de poços

produtores. Isso diminui os custos das instalações de produção de

superfície para a separação água-óleo.

Desvantagens

a) Uma porção da água injetada não é utilizada para deslocar o óleo;

b) Não é possível obter um seguimento detalhado da frente de invasão, o

que sim é possível fazendo a injeção com arranjos geométricos;

c) Em alguns reservatórios, não é possível manter a pressão na parte

central, então, é preciso fazer uma injeção em configurações

geométricas em uma parte do reservatório;

d) Pode não funcionar da forma esperada pelo fato de não existir uma boa

comunicação entre a periferia e o reservatório;

e) O processo de invasão e deslocamento é lento, então, a recuperação do

investimento é de longo prazo.


43

2.8.2 Injeção em arranjos ou injeção dispersa

Consiste em injetar a água dentro da zona de óleo. A água invade esta

zona e desloca os fluidos do volume invadido até os poços produtores. Este

tipo de injeção também é conhecido como injeção de água interna, já que o

fluido é injetado na zona de óleo através de um número apreciável de poços

injetores que formam uma configuração geométrica com os poços produtores,

como se pode observar Figura 2-10.

Figura 2-10 Configuração "5- Spot". (Fonte: Rosa, 2006)

Existem vários tipos de configurações de poços dentro desta categoria,

no entanto, alguns são mais conhecidos e utilizados, entre eles estão as

configurações “5-Spot” ou de Cinco pontos, de “7-Spot” ou de Sete Pontos e “9-

Spot” ou de Nove Pontos. Essas configurações são mostradas na Figura 2-10,

Figura 2-11 e na Figura 2-12 (Rosa, 2006).


44



Características

a) A seleção da configuração depende da estrutura e dos limites do

reservatório, da continuidade do meio poroso, da permeabilidade, da

porosidade e do número e posição dos poços existentes;

b) Geralmente, se usa nos reservatórios com pouca inclinação e uma

grande extensão areal;

c) Com o objetivo de obter um varrido uniforme, os poços injetores se

distribuem entre os poços produtores, para isso alguns poços produtores

existentes podem se tornar injetores; ou se perfuram poços injetores


45

interespaçados. Em ambos os casos, o propósito é obter uma

distribuição uniforme dos poços.

Vantagens

a) Produz uma injeção mais rápida nos reservatórios homogêneos, com

pouca inclinação e baixas permeabilidades efetivas com alta densidade

de poços, devido à distância injetor-produtor ser pequena;

b) Rápida resposta do reservatório;

c) Alta eficiência de varrido areal;

d) Permite um bom controle da frente de injeção e da substituição de

fluidos;

e) Diminui o efeito negativo das heterogeneidades sobre a recuperação de

óleo;

f) Rápidas respostas das pressões;

g) O volume de óleo recuperado é considerável e em um período de tempo

curto.

Desvantagens

a) Comparado com a injeção externa, este método requer uma inversão

maior devido ao grande número de poços injetores;

b) Requer uma melhor descrição do reservatório;

c) Exige um maior seguimento e controle, portanto, uma quantidade maior

de recursos humanos. Tem mais riscos.

É importante dizer que a prática dos arranjos geométricos regulares para

situar os poços tem se tornado menos utilizado com o passar do tempo, já

que com os avanços tecnológicos para a descrição física dos reservatórios

é possível situar os poços produtores e injetores em forma irregular, assim é

possível obter bons resultados e diminuir o número de poços utilizados

(Paris de Ferrer, 2001).


46

2.8.3 Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHWTM)

O método foi desenvolvido por Alex Turta et. al., e foi realizado a partir

do êxito obtido com o método THAITM (Toe-to-Heel Air Injection). O método

THAITM utiliza um poço vertical como injetor de ar e um poço produtor

horizontal. Neste processo se cria uma frente de combustão dentro do

reservatório e o óleo é recuperado devido ao avanço da frente de combustão

que desloca o óleo desde o final até o início do reservatório (“Toe-To-Heel”),

permitindo assim maiores recuperações. Este processo foi desenvolvido pela

Petrobank e já está em fase piloto.

No caso do TTHW (“Toe-To-Heel Waterflooding”), a configuração

consiste em injetar água através de poços injetores verticais e realizar a

produção de hidrocarbonetos através de poços produtores horizontais. A

particularidade deste método é que os poços horizontais estão completados no

topo do reservatório enquanto os injetores são completados no fundo.

O principio físico utilizado nesta configuração, que ainda esta em etapa

de aplicação e desenvolvimento em campos, aproveita a segregação

gravitacional, que faz com que a água injetada na parte baixa do reservatório

se desloque desde o fundo até a parte alta, ajudando no deslocamento

horizontal e vertical do óleo na direção do poço produtor. O poço produtor

também tem uma influência importante no processo, que devido à diferença de

pressões faz com que o fluido se desloque até ele, já que os fluidos em geral

têm a tendência de se dirigir até a zona de menor pressão. Portanto, o óleo

seria deslocado ajudado pela sucção criada pelo poço produtor e o varrido

desde o fundo até o topo criado pela água que se localiza no fundo do

reservatório devido à segregação gravitacional, que como foi mencionado

anteriormente faz com que os fluidos se separem em função das suas

respectivas densidades.

A base deste método está na configuração de poços utilizada e na

segregação gravitacional tendo como resultado um processo de deslocamento

de curta distância em lugar de um deslocamento de longa distância.


47

Características

a) É um método que combina métodos já conhecidos e utilizados na

indústria, como a injeção periférica e os poços horizontais;

b) Melhora a recuperação realizando o deslocamento de óleo em

distâncias curtas, ao contrário da injeção convencional;

c) Com o objetivo de evitar uma invasão de água prematura, os poços

injetores não estão em linha direta com os poços horizontais;

d) A configuração dos poços permite que seja utilizada de forma individual

ou realizando arranjos simétricos, ou seja, uma configuração ao lado da

outra.

Vantagens

a) Os resultados de simulações numéricas e aplicações em campo

conhecidos, têm mostrado melhoras quando comparados com

configurações convencionais;

b) A invasão de água nos poços produtores é controlada, pois o poço

injetor é vertical e a água ingressa no poço produtor pela ponta;

c) Diminui o problema da razão da mobilidade; segundo os experimentos

realizados enquanto maior é a mobilidade, melhor é a recuperação.

Desvantagens

a) É um método em etapa de estudo e desenvolvimento, com uma

aplicação relativamente restrita;

b) Precisa de uma permeabilidade vertical que permita realizar o

deslocamento dos fluidos desde o fundo até o topo;

c) O método aparentemente não é aplicável em reservatórios delgados,

pois as espessuras pequenas não são muito influenciadas pela

gravidade.

2.9 Planejamento de experimentos

O planejamento experimental, também denominado delineamento

experimental, representa um conjunto de ensaios estabelecidos com critérios


48

científicos e estatísticos, com o objetivo de determinar a influência de diversas

variáveis nos resultados de um dado sistema ou processo (Tonini Button,

2005).

Algumas vantagens oferecidas pelo planejamento experimental são: a

redução do número de ensaios sem prejuízo da qualidade da informação; o

estudo simultâneo de diversas variáveis; a determinação da confiabilidade dos

resultados; a seleção das variáveis que influem em um processo; elaborar

conclusões a partir de resultados qualitativos.

A estatística é utilizada para o planejamento experimental e para a

análise e elaboração de conclusões, pois é uma forma objetiva de avaliar os

erros experimentais que afetam os resultados.

Na publicação de Montgomery, em 1991, foi proposta uma sequência ou

procedimento para o planejamento e análise de resultados:

1. Reconhecimento e definição do problema;

2. Escolha das variáveis ou fatores de influência e das faixas de valores

em que essas variáveis serão avaliadas, definindo-se o nível específico

(valor) que será empregado em cada ensaio.

3. Escolha adequada da variável de resposta, garantindo a objetividade na

análise dos resultados obtidos. O critério principal para essa escolha é

que o erro experimental de medida da variável de resposta seja mínimo,

permitindo a análise estatística dos dados, com um número mínimo de

réplicas;

4. Delineamento dos experimentos, o tamanho da amostra (número de

réplicas), sequência de execução dos ensaios, necessidade aleatória do

uso de blocos. A experimentação é um processo iterativo.

Principalmente em processos complexos, com diversas variáveis

influentes, não se deve partir de um conjunto extenso de experimentos,

que envolva um grande número de variáveis, estudadas em diversos

níveis. É mais produtivo estabelecer-se um conjunto inicial com número

reduzido de ensaios (poucas variáveis e poucos níveis de avaliação),

estudar o processo e aos poucos, acrescentar novas variáveis e níveis;

e eliminar os parâmetros estatisticamente não significativos. Com essa


49

iniciativa, reduz-se o número total de ensaios e aplicam-se os recursos

para aqueles ensaios realmente importantes, que normalmente não

fornecem resultados objetivos nas tentativas iniciais;

5. Execução dos experimentos, monitorando-os e controlando-os. Esta

etapa exige o profundo conhecimento dos instrumentos, equipamentos e

métodos de controle e monitoramento;

6. Análise dos resultados, com o uso de métodos estatísticos, a fim de que

as conclusões estabelecidas sejam objetivas. Destaque-se que esses

métodos não permitem afirmar se uma dada variável apresenta ou não

um determinado efeito. Eles apenas garantem a confiabilidade e a

validade dos resultados, de modo que se possa determinar o erro

associado nas conclusões, de acordo com um dado grau de confiança

previamente estabelecido;

7. Elaboração das conclusões e recomendações a partir da análise dos

resultados. Essas conclusões e recomendações permitem que decisões

sejam tomadas a respeito do processo em estudo.

Um planejamento fatorial completo considera as possíveis combinações

que se podem obter entre os diferentes fatores que serão analisados. Por

exemplo, se os fatores são: temperatura e concentração de HCL, o número de

experimentos pode ser 4, realizando uma análise linear em dois níveis, mínimo

(-1) e máximo (+1). Mas quando se acrescenta outra variável como o tipo de

catalisador, as possíveis combinações entre os níveis mínimo e máximo das

variáveis pode aumentar até 8, e a cada nova variável as simulações ou

experimentos dobram (22=4, 23=8, 24=16, 25=32, 26=64, ... , 2k).

Se as variáveis são muitas, os planejamentos fatoriais fracionados, que

permitem fazer uma triagem para se conhecer as principais variáveis que

afetam o processo, podem ser utilizados. Se existirem 4 níveis em um fator e 3

níveis em outro, seriam necessários 4 x 3 = 12 ensaios diferentes e o

planejamento seria chamado de fatorial 4 x 3. Em geral, se houver n1 níveis do

fator 1, n2 do fator 2, ... , nk do fator k, o planejamento será um fatorial n1 x n2 x

... x nk. Isso necessariamente não significa que serão realizados apenas n1 x n2

x ... x nk experimentos, já que esse é o número mínimo de ensaios requeridos

para um planejamento fatorial completo.


50

Se for necessário estimar o erro experimental podem ser necessários

ensaios repetidos, o que aumentaria o número de experimentos. O

planejamento mais simples é aquele em que todos os fatores são estudados

apenas em dois níveis, e pode ser chamado de planejamento fatorial 2k

(Barillas, 2008).

Como exemplo, a Tabela 2-1 mostra um planejamento fatorial 22 para

estudar o efeito da temperatura e de um tipo de catalisador sobre o rendimento

da reação (Barros Neto et al., 2003). De acordo com esta tabela, quando se

utiliza o catalisador B e a temperatura aumenta de 40 °C até 60 °C (exp. 3 e 4)

pode ser observado que a resposta do rendimento aumenta 14% (de 54 para

68%). Os resultados mostraram que o aumento de temperatura tem o efeito

maior no rendimento que a mudança de catalisador, pelo que pode ser

considerado o efeito principal do processo. Os resultados também mostraram

que o rendimento do catalisador depende da temperatura. A temperatura de 40

°C (exp. 1 e 3) se observa que a mudança do catalisador promove uma

diminuição do rendimento da reação em 5%. A 60 °C (exp. 2 e 4), a redução do

rendimento é de 22%. Assim, pode ser observado que estas variáveis

dependem uma da outra, e se diz que estas variáveis interagem, e o efeito da

interação pode ser calculado (Barillas, 2008).

Tabela 2-1 Planejamento Fatorial 22

Exp. Temperatura (°C) Catalisador Rendimento médio (%)

1 40 A 59

2 60 A 90

3 40 B 54

4 60 B 68

O efeito principal (neste caso da temperatura) é por definição a média

dos efeitos da temperatura nos dois níveis do catalisador. Usando a letra T

para representar esse efeito, e sendo iy a resposta média observada no i-

ésimo experimento, se pode escrever segundo a Equação (2.1):


51

( ) ( )2 1 4 3

2

y y y yT

− + −= (2.1)

( ) ( )90 59 68 5822,5%

2T

− + −= =

Este valor de 22,5% mostra que o rendimento da reação aumenta

22,5%, em média, quando a temperatura passa de seu nível inferior até o nível

superior. Contudo, esta conclusão não está completa, já que anteriormente se

observou que o catalisador e a temperatura interagem e é necessário incluir

também ao catalisador, então é necessária uma interpretação em conjunto dos

fatores.

Nos planejamentos de dois níveis podem ser identificados os níveis

superior e inferior com sinal (+) e (-) respectivamente. Com esta nova notação

pode ser observado na Tabela 2-1 que os experimentos 2 e 4 estão no nível

máximo e não afetam os resultados. Então, a Equação (2.1) pode ser reescrita

como uma diferença entre duas médias nos níveis máximos e mínimos,

Equação (2.2):

( ) ( )2 4 1 3

2 2

y y y yT

− −= + (2.2)

T y y+ −= −

A Equação (2.2) é válida para qualquer cálculo de efeito principal de um

planejamento experimental de dois níveis.

Para o cálculo do efeito do catalisador é utilizada a Equação (2.3):

( ) ( )3 4 1 2

2 2

y y y yC y y+ −

− −= − = + (2.3)

13, 5%C = −

Pode ser observado que o efeito do catalisador é negativo, o que

significa que quando se troca o catalisador A pelo catalisador B, o rendimento

da reação cai em 13,5%, em média. Se a escolha dos níveis do catalisador


52

tivesse sido ao contrário, sendo o catalisador A o nível máximo (+) e o

catalisador B o nível mínimo (-), a resposta seria um incremento de 13,5% ao

mudar de catalisador. Na prática a conclusão é a mesma, o rendimento do

catalisador B é menor em 13,5%, em média, que o catalisador A.

Se não existisse interação, o efeito da temperatura deveria ser o mesmo,

em ambos catalisadores, mas já se observou que não é assim, por isso existe

a necessidade de avaliar a interação entre os dois fatores. O efeito da

temperatura é +31% com o catalisador A, e cai para +14% para o catalisador

do tipo B. Como na ausência de interação, estes parâmetros deveriam ser

idênticos, é possível tomar a diferença entre eles como uma medida de

interação entre os fatores T e C. Dessa forma, por uma questão de

consistência com a definição dos outros efeitos, a metade da diferença é por

definição o efeito de interação entre os dois fatores. Usando TxC para

representar a interação dos efeitos, é possível escrever, Equação (2.4):

( ) ( )4 3 2 1

2 2

− −× = +

y y y yT C (2.4)

14 31 8,5%2

T C TC −× = = = −

A Equação (2.4) mostra que para calcular qualquer efeito, todas as

respostas observadas são utilizadas. Cada efeito é a diferença de duas

médias, metade das observações contribui para uma das médias, e a metade

restante aparece na outra média. Esta característica é importante nos

planejamentos fatoriais de dois níveis (Barros Neto et al., 2003).

2.9.1 Diagrama de Pareto

Um diagrama de Pareto é uma ferramenta gráfica de análise utilizada na

estatística, que permite colocar os dados em uma ordem hierárquica, ajudando

a identificar e avaliar os parâmetros e as iterações mais significativas sobre

cada variável de resposta considerada em um processo.


53

2.9.2 Superfícies de Resposta

A metodologia de Superfícies de Resposta (ou RSM, de Response

Surface Methodology) é uma técnica de otimização em planejamentos fatoriais

que foi introduzida por G.E.P. Box (década dos 50), e que desde então tem

sido usada com grande sucesso na modelagem de diversos processos

industriais (Barros Neto, 2003).

Essa metodologia é constituída de duas etapas distintas – modelagem e

deslocamento, que são repetidas tantas vezes quanto forem necessárias, com

o objetivo de atingir uma região ótima da superfície investigada. A modelagem

normalmente é feita ajustando-se modelos simples (em geral, lineares ou

quadráticos). E as respostas são obtidas com planejamentos fatoriais ou com

planejamentos fatoriais ampliados. O deslocamento se dá sempre ao longo do

caminho de máxima inclinação de um determinado modelo, que é a trajetória

na qual a resposta varia de forma mais pronunciada (Barros Neto, 2003).

Pode-se obter uma representação bidimensional da superfície modelada

a partir das curvas de nível, que são linhas em que a resposta é constante

(Barros Neto, 2003).

2.10 Estimativa de Custos

Este trabalho apresenta uma análise técnico - econômica, com o objetivo

de fazer uma comparação mais completa das configurações estudadas. A

análise envolve os valores de custo inicial englobando o preço da água

utilizada no processo de injeção, o preço de tratamento da água produzida e o

preço do barril de petróleo.


54

2.10.1 Valor Presente Líquido (VPL)

Também conhecido como o método do valor atual, o VPL é uma fórmula

matemática utilizada para determinar o valor de pagamentos futuros

descontando o custo do investimento inicial e uma taxa de juros apropriada.

Em finanças o VPL é utilizado para o planejamento de investimentos a

longo prazo. O critério utilizado para empreender ou não um investimento

potencial é que se o VPL de todas as entradas de caixa menos o VPL de todas

as saídas de caixa for maior que zero, o investimento é favorável; se o VPL for

igual a zero não existiria perda mas também não existiria ganho, e se o VPL for

menor que zero então significaria uma perda de investimento.

No caso de fluxos de caixas uniformes, pode-se utilizar à seguinte

equação (2.5):

(2.5)

onde:

VPL = Valor Presente Liquido (R$)

FCt = Fluxo de Caixa (anual)

t = tempo (anos)

n = duração total do projeto

i = taxa de desconto anual.

Para este trabalho foi utilizada a Equação (2.6) como o valor do FCt:

FCt = Ganho na produção de óleo (R$) – Gastos de Tratamento de água

(R$) (2.6)

Ganho na produção de óleo = ∆Npanual x PO x 6,28

Gastos de Injeção de água = (∆Wianual x PAF) + (∆Wpanual x PAT x 6,28)

1 (1 )

nt

tt

FCVPL

i==

+∑


55

onde:

∆Npanual = Produção acumulada de óleo anual (m3 std)

PO = Preço internacional do óleo (R$/Bbl)

∆Winjanual = Volume de água injetada anualmente (m3 std)

∆Wpanual = Volume de água produzida anualmente (m3 std)

PAF= Preço médio da água potável (R$/ Bbl)

PAT= Preço médio do custo de tratamento da água produzida (R$/ Bbl)

1 m3 = 6,289 Bbl

EsCap

stado pítuloda A

III rte

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo III: Estado da Arte

57

3 Estado da Arte

A injeção de água teve seu início na cidade de Pithole, no leste da

Pennsilvânia, Estados Unidos, no ano 1865 de forma acidental. Em 1880, Jhon

F Carll concluiu que a água, que se deslocou e empurrou o óleo foi um

beneficio para o incremento na recuperação dos hidrocarbonetos. Nesta época

pensava-se que a função principal da água era manter a pressão do

reservatório, permitindo aos poços ter uma vida mais longa do que mediante a

depleção natural da pressão. No início da injeção de água, usava-se a injeção

circular.

Em 1907, a prática da injeção de água teve um impacto positivo na

produção de óleo do Campo Bradford, que até 1937 teve uma produção de

aproximadamente 17 milhões de barris.

Em 1921, a Forest Oil Corp. fez uma modificação da técnica de injeção e

converteu uma série de poços produtores em poços injetores de água,

formando uma linha.

O primeiro padrão de injeção conhecido como Cinco Pontos ou “Five-

Spot” surgiu na parte sudeste do campo Bradford, em 1928.

Embora a prática da injeção de água tenha-se expandido rapidamente,

permitindo maiores razões de injeção-produção, a técnica foi reconhecida

apenas no início de 1950.

Em 1950, os poços inclinados começaram a ser utilizados na indústria

do petróleo.

Joshi S. D. (1991) publicou um livro que inclui uma análise detalhada

dos poços horizontais e sua aplicação, tornando-se um pioneiro na descrição

das características do uso deste tipo de poços. Posteriormente, publicou uma

análise de custos e benefícios incluindo várias aplicações, entre elas a de

injeção de água e recuperação melhorada em 2001.

Em 1992, o conceito da utilização de poços horizontais para a injeção de

água foi introduzido por Tabber, como um método para melhorar o


58

desempenho da injeção de água convencional. O conceito desta proposta foi

que com a ajuda de poços horizontais poderiam ser utilizadas menores

pressões e maiores vazões de injeção do que com os poços verticais, pois as

secções horizontais têm um maior contato com a formação de interesse

resultando em uma maior área de drenagem, obtendo assim uma melhora na

recuperação de óleo.

Em 1998, C. G. Popa fez um estudo de simulação numérica, usando um

modelo numérico clássico de “Black oil” de duas fases em duas dimensões

para diferentes padrões de arranjos de poços horizontais e verticais tanto para

o caso dos injetores como para os produtores. Neste estudo também foi

considerada a perda de pressão ao longo das seções horizontais dos poços.

Foram propostas três configurações base: a primeira constava de dois poços

horizontais paralelos, um injetor e um produtor; a segunda, um poço horizontal

injetor e vários poços verticais produtores; a terceira, usando poços verticais

injetores e um poço horizontal produtor. Dos resultados obtidos concluiu-se que

a eficiência da injeção de água é fortemente influenciada pela perda de

pressão ao longo da seção horizontal e a distribuição dos poços. Também foi

encontrado que o arranjo que incluiu os injetores verticais e o produtor

horizontal perpendicular mostrou melhores resultados, já que o monitoramento

de poços verticais torna-se relativamente mais fácil quando forem usados como

poços injetores.

No ano de 2001 foi registrada a primeira patente sobre a aplicação de

poços horizontais em projetos de injeção de água, por Alex T. Turta e Conrad

Ayasse, denominando-a como “Toe to Heel Waterflooding” (TTHW).

Uma publicação em 2004, por Alex T. Turta et al., mostrou que durante

1996-1998 se realizaram testes de laboratório usando um modelo físico 2D

Hele Shaw, que imita um meio poroso usando duas placas de plexiglass

verticais paralelas (0.1 mm de distância entre elas). Usaram-se esquemas com

um injetor vertical e um produtor horizontal/vertical, projetados especificamente

para o estudo da eficiência de varrido vertical. A característica principal destes

testes foi que a injeção de água era feita no fundo da zona de óleo, enquanto o

produtor horizontal foi situado no topo. Foram realizados experimentos com 5


59

óleos diferentes (com viscosidades na faixa de 10 mPa.s e 12 mPa.s), e

vazões de injeção de água entre 2.5 e 320 ml/hr, e resultaram em uma

recuperação de óleo significativamente maior do que usando a injeção de água

convencional, devido à melhor eficiência de varrido vertical obtida.

Posteriormente, realizaram estudos de laboratório em três dimensões,

usando um vasilhame que simula um meio poroso, as dimensões da câmara

retangular são aproximadamente: 42x27x16 cm3; o volume total é de 18 litros,

e o volume poroso é de aproximadamente 6 litros, ou seja, uma porosidade

estimada de 33%. Todos os testes TTHW envolveram uma pressão de injeção

baixa. Também, a pressão diferencial (entre o poço injetor e produtor) foi baixa.

O resultado obtido nos quatro testes realizados foi um incremento na

recuperação de óleo, que pôde ser devido ao incremento da eficiência de

varrido vertical ou horizontal, ou por causa do efeito combinado das duas. Não

se conhece procedimentos técnicos para medir diretamente estes

componentes individuais da eficiência de varrido volumétrico. No entanto,

baseados na experiência com o modelo Hele Shaw, acredita-se que um

incremento na eficiência de varrido vertical no TTHW foi o motivo mais

razoável. Outro parâmetro estudado foi o efeito da vazão de injeção, e a

conclusão foi que quanto menor a injeção maior será a recuperação, já que o

incremento de água injetada prejudica o efeito da segregação gravitacional.

Em 2010, A. Turta et al. publicaram um artigo relatando os resultados

parciais de uma injeção de água utilizando produtores horizontais no

reservatório Medicine Hat Gluconitic C, na Canadá. Em 1996, foi feito um

projeto piloto, onde foram perfurados vários poços produtores horizontais

melhorando significativamente a recuperação de óleo. Em 2001, foi

implementada uma injeção de água ao longo de campo inteiro que envolvia

sete módulos TTHW com 10 injetores verticais e 18 produtores horizontais, de

um total de 52 injetores e 100 produtores. O óleo deste campo é médio e tem

uma viscosidade variável entre 400 e 1000 cp @ 26ºC, °API entre 12 e 16. Os

resultados até o momento da realização do artigo foram: Cinco dos sete

módulos TTHW mostraram um desempenho positivo, aumentando em

aproximadamente 30% a produção de óleo em relação à recuperação com um

arranjo de poços verticais, embora nem todos os módulos tenham uma


60

configuração TTHW ideal. Além disso, também foi concluído que o método

aplicado em reservatórios delgados não apresenta uma melhora significativa, o

que restringe as espessuras médias, ou finalmente que a viscosidade também

apresenta uma influência muito importante, mostrando uma melhor

aplicabilidade a óleos levemente pesados. As comparações foram feitas com

injeções convencionais em áreas vizinhas e também com outras áreas ao

longo do campo.

Tomando os trabalhos anteriormente mencionados, como uma base de

referência, optou-se por realizar um estudo comparativo da injeção de água,

utilizando diferentes configurações de poços para verificar a influência dos

parâmetros operacionais na recuperação de óleo, em reservatórios com

características da Bacia Potiguar.

MaateriaiCap

is e Mpítulo Métod

IV os

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo IV: Materiais e Métodos

62

4 Materiais e Métodos

O presente capítulo mostra as características dos elementos utilizados

neste trabalho: o programa utilizado para as simulações numéricas, os dados

de reservatório que foram introduzidos e os parâmetros analisados. A

informação utilizada corresponde a valores característicos de um reservatório

das bacias dentro da região nordeste do Brasil.

4.1 Ferramenta Computacional

Foram utilizados três módulos do simulador computacional da CMG

(Computer Modelling Group Ltd.). Esses módulos são o WinProp, Builder e

STARS.

4.1.1 WinProp – CMG

A primeira ferramenta computacional utilizada foi o WinProp, da CMG

Ltd. (2010). Este programa usa equações de estado para o cálculo das

propriedades de equilíbrio de sistemas multifásicos, com os seguintes

objetivos:

• Caracterização do fluido;

• Agrupamento dos componentes;

• Ajuste de dados de laboratório através da regressão;

• Simulação de processos de contato múltiplo;

• Construção do diagrama de fases;

• Precipitação de sólidos, etc.

Esta ferramenta pode ser utilizada para analisar o comportamento de

fases de reservatórios de gás e óleo, e para gerar as propriedades dos


63

componentes para os diferentes simuladores da CMG, como o GEM, IMEX, e

STARS.

4.1.2 Builder - CMG

O Builder é uma ferramenta que permite criar arquivos de simulação

para serem analisados com os diferentes simuladores da CMG, tais como

IMEX, GEM e STARS. Este software abrange todas as áreas dos dados

fornecidos, inclui a criação e importação de malhas e suas propriedades,

localização de poços, importação de dados de produção, importação ou criação

de modelos de fluidos, propriedades rocha-fluido e condições iniciais.

Neste caso em particular, o arquivo construído com este programa

necesita dos seguintes dados:

• Modelo do fluido (óleo e água injetada);

• Propriedades rocha-fluido;

• Condições iniciais de reservatório (Pressão, Temperatura, Profundidade,

etc);

• Características dos poços injetores e produtores.

4.1.3 STARS – CMG

STARS é um simulador trifásico de múltiplos componentes que pode ser

utilizado para injeção de agentes químicos/polímeros, aplicações térmicas,

injeção de água, água quente, vapor, poços horizontais,

porosidade/permeabilidade dupla, malhas flexíveis, combustão “In Situ”, entre

outras. Além da flexibilidade, o STARS foi escolhido pelo fato de ter sido

utilizado em vários dos estudos realizados pelos autores do processo de

injeção de curto deslocamento sobre os quais este trabalho se encontra

baseado (A. Turta et al.).


64

4.2 Propriedades do fluido

4.2.1 Composição

Nesta seção são apresentadas as propriedades do fluido utilizado; são

valores característicos das bacias do Nordeste do Brasil. Segundo o grau API,

o óleo é considerado médio. A composição do fluido está na Tabela 4.1.

Densidade do óleo: 30 °API.

Pressão de saturação: 7 kgf/cm2 (102,41 psi)

Temperatura: 50,00 °C

Tabela 4-1 Composição do Fluido.

Componente Fração Molar

N2 0,0005

C1-C2 0,0032

C3-C4 0,0154

IC5-C6 0,1419

C7-C11 0,5662

C12+ 0,2728

Total 1,0000

As características do componente pesado C12+ são:

Massa especifica: 0,916 g/cm3

Massa molecular: 807

Pressão de saturação: 7 kgf/cm2 (102,41 psi)


65

4.2.2 Viscosidade do fluido

A viscosidade é uma das propriedades mais importantes no ajuste do

modelo de fluidos, devido à influência no deslocamento do óleo. A Figura 4-1

mostra o ajuste entre os valores teórico e simulado.

Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade (WinProp)

4.2.3 Permeabilidades Relativas.

A Figura 4-2 e a Figura 4-3 mostram as curvas de permeabilidade

relativa de óleo e água em relação à saturação de água e em relação à

saturação de líquidos respectivamente.

0.0130

0.0135

0.0140

0.0145

0.0150

0.0155

0.0160

16.0

16.5

17.0

17.5

18.0

0 200 400 600 800 1000

Visc

osid

ade

do G

ás (c

p)

Visc

osid

ade

do Ó

leo

(cp)

Pressão (psia)Viscosidade do óleoViscosidade Experimental do óleoViscosidade do gás


66

Figura 4-2 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de água (Sw)

Figura 4-3 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de Líquidos (Sl)

00.10.20.30.40.50.60.70.80.9

0.4 0.6 0.8 1

kr

SwPermeabilidade Relativa do Gás (krg)Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog)

00.10.20.30.40.50.60.70.80.9

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

kr

SlPermeabilidade Relativa do Gás (krg)

Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog)


67

4.3 Modelo da Malha

4.3.1 Modelo Retangular Homogêneo

Para o desenvolvimento deste trabalho foi utilizado um modelo com

forma regular. A Tabela 4-2 contém as descrições desse modelo físico, e as

dimensões utilizadas estão baseadas em um reservatório da Bacia Potiguar.

Tabela 4-2 Características da Malha Retangular Homogênea.

Número Total de Blocos 7500,00

Dimensão em x (m) 773,01

Dimensão em y (m) 773,01

Dimensão em z (m) 12,00

Numero de blocos em i 25,00

Tamanho de blocos em i (m) 30,92

Número de blocos em j 25,00

Tamanho de blocos em j (m) 30,92

Número de blocos em k 12,00

Tamanho de blocos em k (m) 1,00

A Figura 4-4 mostra uma visão em três dimensões do modelo físico

simulado; a diferença de cores faz referência à variação da saturação de óleo,

cujo valor é de 0,7.


68

Figura 4-4 Malha Retangular Homogênea (Vista 3D).

A Figura 4-5 mostra uma vista lateral do modelo físico onde pode ser

observada a inclinação do reservatório. O valor do ângulo de inclinação, que é

de aproximadamente 1 grau, se traduz em uma diferença de profundidade de

aproximadamente 5 m entre os dois extremos da camada. Os valores

encontrados nos extremos do gráfico da Figura 4-5 fazem referência à

profundidade do reservatório, mostrando que o extremo superior direito está a

aproximadamente 489 m de profundidade e o extremo superior esquerdo está

a 494 m.

773 m 773 m

12 m


69

Figura 4-5 Malha Retangular Homogênea (Vista lateral).

4.4 Propriedades do reservatório

O modelo de reservatório utilizado neste trabalho é semi-sintético e

homogêneo, quer dizer que utiliza valores médios das bacias do Nordeste

Brasileiro, e que os valores de cada uma das propriedades são os mesmos em

qualquer ponto do modelo. A Tabela 4-3 contém os valores das propriedades

do reservatório.

Tabela 4-3 Propriedades do Reservatório.

Propriedade Valor

Saturação inicial de óleo, So 0,71

Saturação da água conata, Swc 0,29

Volume original de óleo (m3 std) 2.219.445,00

Volume original de água (m3 std) 643.642,00

Espessura do óleo (m) 12,00

Profundidade do reservatório (m) 489,00

Porosidade, (%) 0,28

Permeabilidade Horizontal, KH (mD) 630,00

Relação de Permeabilidades, KV/KH 0,10

Profundidade 489,00

Compressibilidade da rocha (1/kPa) 2,1x 10-0,6


70

4.5 Descrição das condições de operação

Deve ser mencionado que os parâmetros operacionais foram mantidos

constantes ao longo das simulações para fazer uma comparação das

configurações estudadas sob as mesmas condições. A Tabela 4-4 mostra os

valores de pressão mínima e máxima utilizadas nos poços injetores e

produtores.

Tabela 4-4 Parâmetros de Operação dos Poços.

Parâmetro Valor

Pressão de fundo de poço máxima , injeção (kPa) 256,05 (1.707,00 psi)

Pressão de fundo de poço mínima , produtor (kPa) 4,28 (28,50 psi)

Vazão máxima de líquido produzido (m3 std/dia) 5.000,00

4.6 Modelos de Configurações de Poços Estudados

Como foi mencionado no capítulo I, o objetivo principal deste trabalho é

a comparação de diferentes configurações de poços, para isso foram utilizadas

três configurações distintas. Uma delas, a de 5 Pontos foi utilizada como base

comparativa devido ao uso frequente na indústria do petróleo; a segunda foi a

configuração TTHWTM e a terceira é uma configuração que surgiu a partir deste

estudo.

4.6.1 Configuração de poços de 5 Pontos

O estudo da injeção de água com uma configuração de poços de 5

Pontos foi realizada como um parâmetro base de comparação das

configurações propostas. Neste caso base, foram usados poços verticais

completados em toda a espessura da área de interesse tanto para a injeção

Disse

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ulo IV: Mat

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4-6 mostra

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bibliografia

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poço horiz

étodos

71

do, a

nal o

zação

nada

deles

a, foi

e os

oe-to-

zontal

VVista Laa


72

transversal aos poços injetores estava localizado no extremo do reservatório.

Entretanto, devido às distâncias entre um extremo e o outro, o poço foi

reposicionado no centro do reservatório e foram colocadas duas linhas de

poços injetores nos extremos, conforme Figura 4-7.

Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central).

4.6.3 Configuração de poços TTHWTM

A configuração TTHWTM ideal descrita na teoria está formada por poços

produtores horizontais e poços injetores verticais. Estes últimos estariam

levemente deslocados para os lados das pontas dos produtores, conforme

Figura 4-8.

Vista Superior Vista Latera

Prod.- 01

o Inj.- 04

o Inj.- 06

o Inj.- 05

o Inj.- 01

o Inj.- 02

o Inj.- 03

Inj.- 06 Prod.- 01


73

Figura 4-8 Configuração Toe-to-Heel Waterflooding (TTHW).

Para chegar à configuração conhecida como TTHW foram realizadas

diferentes simulações computacionais, com o objetivo de determinar se a

posição do produtor em diferentes profundidades da espessura do reservatório

tinha influência na produção de óleo. Foram realizadas simulações com a

injeção e a produção realizadas em três diferentes camadas: no topo, no meio

e no fundo. As simulações mostraram que a configuração com maiores

vantagens foi aquela onde o produtor encontrava-se no topo e o injetor no

fundo.

Também foram realizadas diferentes simulações para determinar o

comprimento dos poços horizontais, obtendo uma melhor resposta com um

comprimento de 309,2 m (10 blocos).

4.7 Metodologia de Trabalho

Vista Superior Vista Lateral

Prod.- 02

Inj.- 01 o

Inj.- 02

Prod.- 03Prod.- 01

Inj.- 02 o


74

O desenvolvimento deste trabalho foi realizado a partir de uma

sequência ordenada de eventos, essa ordem foi:

1. Revisão bibliográfica relacionada com o tema;

2. Aquisição de dados de fluido e do reservatório;

3. Criação do modelo de Fluidos utilizando o módulo Win Prop da CMG;

4. Criação do modelo físico utilizando o módulo Builder da CMG;

5. Combinação e ajuste dos modelos de fluido e físico;

6. Planejamento fatorial para o estudo de sensibilidade;

7. Simulação dos arquivos no módulo STARS da CMG;

8. Análise de Resultados (Diagramas de Pareto, Superfícies de Respostas,

Volume Poroso Injetado e Mapas de Saturação);

9. Estimativa de custos;

10. Redação do trabalho escrito;

11. Qualificação;

12. Revisão e Correção;

13. Defesa.

Reesultados eCa

e Discpítulocussõ

o V ões

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Capitulo V: Resultados e Discussões

76

5 Resultados e Discussões

Este capítulo mostra os resultados mais importantes do estudo

realizado, iniciando com a comparação da configuração base de 5 Pontos com

a PH Central e a TTHW com produções primárias, posteriormente com injeção

de água, também é mostrada a análise de sensibilidade de parâmetros

operacionais na fração de óleo recuperada, utilizada no desenvolvimento da

pesquisa, seguida da análise de estimativa de custos.

5.1 Comparação entre os modelos com e sem injeção de água

Foi realizada uma comparação entre o modelo com injeção e sem

injeção de água para as três configurações de poços mostradas na seção 4.6.

As características dos modelos de reservatórios foram iguais para os três

casos e os dados foram mostrados na Tabela 4-1, na Tabela 4-2 e na Tabela

4-3 no Capítulo IV.

A Figura 5-1 mostra as curvas do fator de recuperação das

configurações de 5 Pontos (Configuração base), PH Central e TTHW,


77

Figura 5-1 Produção primária.

Verifica-se na Figura 5-1, que os resultados obtidos para as três

configurações (5 Pontos, PH Central e TTHW, com os produtores completados

no topo) têm resultados muito similares depois de 20 anos de produção

primária. As três curvas apresentam valores menores de 2% de FR, com uma

leve melhora por parte da configuração de 5 Pontos depois do sétimo ano. No

entanto, as diferenças entre as três curvas são muito pequenas, na ordem de

0,1 pontos percentuais em média.

Com a finalidade de mostrar o comportamento de produção inicial de

cada configuração de poços, a Figura 5-2 mostra as vazões de óleo obtidas

nos primeiros 30 dias de produção primária para as três configurações

estudadas. Devido à alta pressão dentro do reservatório, os volumes


78

recuperados inicialmente são grandes, no entanto, a vazão de produção

diminui rapidamente em função do tempo.

Figura 5-2 Razão de óleo na produção primária.

A Figura 5-2, mostra que a curva da configuração TTHW apresentou a

maior vazão de óleo de 1.816 m3 std no primeiro dia de produção. Na

sequência tem-se a curva da configuração PH Central, com uma vazão máxima

de 1.553 m3 std atingido no segundo dia e, por último, tem-se a curva da

configuração de 5 Pontos (linha vermelha na Figura 5-2), com uma vazão

máxima de 976 m3 std, também no segundo dia de produção. Porém, também

é possível perceber que existe uma diminuição de produção de óleo diária

muito rápida e, depois de 30 dias de produção os valores de cada configuração

estão entre 200 e 300 m3 std/dia, sendo que depois do segundo ano de

produção, as vazões diárias para cada configuração são menores que 1 m3 std.


79

As altas vazões atingidas pelas diferentes configurações se devem aos

valores de restrição de produção dos poços (Ver Tabela 4-4). Além disso,

deve-se levar em consideração, que os poços horizontais apresentam uma

maior área de drenagem em comparação com os poços verticais. Este é um

dos motivos para que as configurações com poços produtores horizontais

apresentem superioridade em relação ao modelo base (de 5 Pontos).

Com o objetivo de avaliar a influência da posição dos poços e da força

gravitacional das configurações PH Central e TTHW, foram realizadas duas

simulações sem injeção de água colocando os poços horizontais produtores na

base do reservatório, os resultados estão ilustrados na Figura 5-3.

Figura 5-3 Influência da localização dos poços produtores horizontais no FR.

Na ordem descendente da Figura 5-3, as duas primeiras curvas

pertencem às configurações PH Central e TTHW com os poços produtores

completados na base do reservatório. É possível observar que após 20 anos,


80

os resultados são superiores em relação aos dos produtores horizontais

completados no topo. Isso se deve ao fato de que, não existindo outro

mecanismo de produção primária dentro do reservatório, o óleo é influenciado

pela drenagem gravitacional. Então, a força gravitacional atua para baixo

fazendo com que o óleo se desloque para o fundo do reservatório onde se

encontram os poços produtores. Além disso, existe o fato de que os poços

horizontais têm uma maior área de contato com o reservatório, melhorando

assim a produção em aproximadamente 3 pontos percentuais para a

configuração TTHW e quase 4 pontos percentuais para a configuração PH

Central.

Contudo, depois da análise da Figura 5-1 e da Figura 5-2, é possível

perceber que a recuperação primária fornece valores de FR pequenos,

menores que dois pontos percentuais e equivalentes a menos de 2.000 m3 std

em 20 anos de produção, o que sugere que esse reservatório poderia ser um

bom candidato para o uso de técnicas avançadas de recuperação.

A Figura 5-4 mostra os resultados de uma injeção de água realizada

utilizando as três configurações propostas neste trabalho, à mesma vazão de

injeção (375 m3 std/dia). Apresenta também os resultados da produção

primária, que devido à semelhança entre eles está representada pela curva de

5 Pontos.


81

Figura 5-4 Fator de Recuperação de óleo com e sem injeção de água.

É possível observar na Figura 5-4 que a diferença entre os modelos com

e sem injeção de água, após 20 anos é grande. As três curvas com injeção de

água têm comportamentos similares, porém a diferença entre elas e a curva de

produção primária é de mais de 45 pontos percentuais, o que, para este caso,

mostra as vantagens do uso de um método de recuperação avançada.

5.1.1 Análise dos Mapas de Saturação de Água

O objetivo desta análise é ilustrar como a frente de água se desloca

dentro do reservatório; assim é possível ter uma idéia da Eficiência de Varrido

Horizontal (EA) da água injetada. Cada mapa de saturação de água está

dividido em quatro diferentes etapas, cada uma correspondendo a um valor

diferente no tempo. Para cada tempo existem dois gráficos, o da esquerda

mostra em três dimensões (3-D) uma seção do reservatório, as cores foram


82

levemente alteradas para mostrar o comportamento no interior do reservatório,

por tanto, não estão em concordância com a escala de cores que mostra os

valores da saturação de água; o gráfico da direita está em concordância com a

escala de cores e oferece uma visão superior do avanço da frente de água. Os

dados de reservatório utilizados para a criação destes mapas de saturação

foram os valores da Tabela 4-3 e a vazão de injeção foi a de 375 m3 std/dia.

Mapas de Configuração para a Configuração de 5 Pontos (“5-Spot”)

A Figura 5-5 mostra o comportamento da água injetada dentro do

reservatório (gráficos da esquerda) e a área varrida pela água (gráficos da

direita) para 1, 5, 10 e 20 anos.

1 ano

5 anos


83

Figura 5-5 Mapa de Saturação de 5 Pontos (“5-Spot”) Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior

O esquema de 5 Pontos é uma das configurações mais conhecidas e

utilizadas ao longo da história da injeção de água, por isso a área de varrido

horizontal tem sido objeto de estudo por vários autores. A Figura 5-5 mostra

uma forma de deslocamento da água que é esperada devido à homogeneidade

do reservatório. Próximo ao poço, o deslocamento da água é radial e, ao longo

do tempo, devido à mobilidade da água e heterogeneidade do meio, a água

chega mais rápido ao produtor e não consegue “varrer” toda a região com óleo.

A completação de cada poço produtor e injetor nesta configuração abrange a

espessura total da camada.

10 anos

20 anos


84

Mapas de saturação de água para a configuração PH Central




1 ano

5 anos


85

Figura 5-6 Mapa de Saturação de PH Central Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior

No caso da configuração PH Central, a forma de invasão radial ao redor

dos poços injetores tem pouca duração; a Figura 5-6 mostra que a frente inicial

de água tem uma forma de cone invertido em direção ao poço produtor, no

entanto deve ser mencionado que a completação dos poços injetores nesta

configuração foi realizada na base da camada. Assim, a água proveniente dos

seis poços injetores pode se juntar no fundo da zona de óleo fazendo com que

ele seja deslocado na direção do produtor de baixo para cima.

10 anos

20 anos


86

Mapa de Saturação para a Configuração TTHW




1 ano

5 anos

10 anos


87

Figura 5-7 Mapa de Saturação de TTHW Esquerda: Corte Transversal, Direita: Vista superior

A configuração TTHW, conforme Figura 5-7, mostra uma forma similar

da invasão de água com a configuração PH Central. Os poços injetores neste

caso foram completados no fundo da camada, então a água vai deslocando o

óleo desde o fundo em direção aos poços produtores que estão completados

no topo.

5.2 Análise de sensibilidade

Segundo a literatura relacionada com a injeção de água, e mais

propriamente com a configuração TTHWTM, os volumes de óleo recuperados

são muito sensíveis às características próprias de cada reservatório, por isso

foi realizada uma análise de sensibilidade com alguns dos parâmetros que

geralmente influenciam no método de recuperação melhorada.

A Tabela 5-1 mostra os parâmetros e os valores utilizados para cada

nível. Foram estudados cinco parâmetros, quatro deles em três níveis e um

parâmetro em dois níveis, dando como resultado um planejamento fatorial

completo 21x34 com 162 casos em total.

20 anos


88

Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade.

Parâmetro

Nível mínimo

(-1)

Nível Intermediário

(0)

Nível máximo

(1)

Espessura h, (m) 12 - 36

Relação de Permeabilidades Kv/Kh 0,05 0,1 0,3

Permeabilidade Horizontal, Kh (mD)

315 630 1260

Configuração de poços (Conf.) 5-Spot PH Central TTHW

Vazão Q (m3 std/dia) 375 750 1500

A Tabela 5-2 e a Tabela 5-3 mostram as características dos 162 casos

simulados, 81 para o reservatório de 12 m espessura e 81 para o de 36 m de

espessura. Os resultados obtidos estão organizados, de maior para menor, em

função do Fator de Recuperação de óleo (FR) em t = 20 anos.

Tabela 5-2 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=12m).

N° Exp. H (m) Kv/Kh Kh (mD) Conf. Q

(m3 std/dia) FR 20

(%) 78 12 0,30 1.260 PH Cent. 1.500 54,16 75 12 0,30 1.260 5 Pontos 1.500 53,92 81 12 0,30 1.260 TTHW 1.500 53,65 69 12 0,30 630 PH Cent. 1.500 52,75 51 12 0,10 1.260 PH Cent. 1.500 52,64 77 12 0,30 1.260 PH Cent. 750 52,50 66 12 0,30 630 5 Pontos 1.500 52,47 54 12 0,10 1.260 TTHW 1.500 52,15 48 12 0,10 1.260 5 Pontos 1.500 52,11 24 12 0,05 1.260 PH Cent. 1.500 52,07 72 12 0,30 630 TTHW 1.500 51,88 42 12 0,10 630 PH Cent. 1.500 51,77 21 12 0,05 1.260 5 Pontos 1.500 51,64 27 12 0,05 1.260 TTHW 1.500 51,59 15 12 0,05 630 PH Cent. 1.500 51,55 74 12 0,30 1.260 5 Pontos 750 51,49 39 12 0,10 630 5 Pontos 1.500 51,47 80 12 0,30 1.260 TTHW 750 51,41


89

68 12 0,30 630 PH Cent. 750 51,33 12 12 0,05 630 5 Pontos 1.500 51,29 57 12 0,30 315 5 Pontos 1.500 51,08 50 12 0,10 1.260 PH Cent. 750 50,93 60 12 0,30 315 PH Cent. 1.500 50,85 65 12 0,30 630 5 Pontos 750 50,69 30 12 0,10 315 5 Pontos 1.500 50,63 3 12 0,05 315 5 Pontos 1.500 50,57

71 12 0,30 630 TTHW 750 50,42 53 12 0,10 1.260 TTHW 750 50,42 47 12 0,10 1.260 5 Pontos 750 50,28 45 12 0,10 630 TTHW 1.500 50,21 23 12 0,05 1.260 PH Cent. 750 50,21 59 12 0,30 315 PH Cent. 750 49,97 41 12 0,10 630 PH Cent. 750 49,97 33 12 0,10 315 PH Cent. 1.500 49,89 18 12 0,05 630 TTHW 1.500 49,76 14 12 0,05 630 PH Cent. 750 49,74 26 12 0,05 1.260 TTHW 750 49,74 20 12 0,05 1.260 5 Pontos 750 49,63 6 12 0,05 315 PH Cent. 1.500 49,54

56 12 0,30 315 5 Pontos 750 49,51 38 12 0,10 630 5 Pontos 750 49,49 11 12 0,05 630 5 Pontos 750 49,27 44 12 0,10 630 TTHW 750 49,20 32 12 0,10 315 PH Cent. 750 49,20 5 12 0,05 315 PH Cent. 750 49,02

29 12 0,10 315 5 Pontos 750 49,98 2 12 0,05 315 5 Pontos 750 48,91

17 12 0,05 630 TTHW 750 49,89 49 12 0,10 1.260 PH Cent. 375 48,40 67 12 0,30 630 PH Cent. 375 49,24 22 12 0,05 1.260 PH Cent. 375 48,01 76 12 0,30 1.260 PH Cent. 375 47,82 58 12 0,30 315 PH Cent. 375 47,79 40 12 0,10 630 PH Cent. 375 47,74 62 12 0,30 315 TTHW 750 47,52 63 12 0,30 315 TTHW 1.500 47,52 52 12 0,10 1.260 TTHW 375 47,47 13 12 0,05 630 PH Cent. 375 47,43 46 12 0,10 1.260 5 Pontos 375 47,27 25 12 0,05 1.260 TTHW 375 47,26 31 12 0,10 315 PH Cent. 375 47,16 19 12 0,05 1.260 5 Pontos 375 47,13


90

37 12 0,10 630 5 Pontos 375 47,04 55 12 0,30 315 5 Pontos 375 47,04 64 12 0,30 630 5 Pontos 375 47,02 70 12 0,30 630 TTHW 375 47,00 4 12 0,05 315 PH Cent. 375 46,99

43 12 0,10 630 TTHW 375 46,96 10 12 0,05 630 5 Pontos 375 46,88 16 12 0,05 630 TTHW 375 46,79 28 12 0,10 315 5 Pontos 375 46,73 1 12 0,05 315 5 Pontos 375 46,69

35 12 0,10 315 TTHW 750 46,40 36 12 0,10 315 TTHW 1.500 46,40 61 12 0,30 315 TTHW 375 46,20 79 12 0,30 1.260 TTHW 375 46,18 8 12 0,05 315 TTHW 750 45,92 9 12 0,05 315 TTHW 1.500 45,92

34 12 0,10 315 TTHW 375 45,74 73 12 0,30 1.260 5 Pontos 375 45,73 7 12 0,05 315 TTHW 375 45,45

Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m).

N° Exp. H (m) Kv/Kh Kh (mD) Conf. Q

(m3 std/dia) FR 20

(%) 159 36 0,30 1.260 PH Cent. 1.500 49,99 162 36 0,30 1.260 TTHW 1.500 49,13 150 36 0,30 630 PH Cent. 1.500 48,90 132 36 0,10 1.260 PH Cent. 1.500 48,88 156 36 0,30 1.260 5 Pontos 1.500 48,83 105 36 0,05 1.260 PH Cent. 1.500 48,51 135 36 0,10 1.260 TTHW 1.500 48,37 123 36 0,10 630 PH Cent. 1.500 48,37 153 36 0,30 630 TTHW 1.500 48,20 147 36 0,30 630 5 Pontos 1.500 48,17 96 36 0,05 630 PH Cent. 1.500 48,11

129 36 0,10 1.260 5 Pontos 1.500 48,11 108 36 0,05 1.260 TTHW 1.500 48,05 102 36 0,05 1.260 5 Pontos 1.500 48,01 141 36 0,30 315 PH Cent. 1.500 47,92 120 36 0,10 630 5 Pontos 1.500 49,91 93 36 0,05 630 5 Pontos 1.500 47,87

138 36 0,30 315 5 Pontos 1.500 47,75


91

111 36 0,10 315 5 Pontos 1.500 47,64 84 36 0,05 315 5 Pontos 1.500 47,64

114 36 0,10 315 PH Cent. 1.500 47,59 126 36 0,10 630 TTHW 1.500 47,56 99 36 0,05 630 TTHW 1.500 47,25 87 36 0,05 315 PH Cent. 1.500 47,03

149 36 0,30 630 PH Cent. 750 46,24 158 36 0,30 1.260 PH Cent. 750 46,20 131 36 0,10 1.260 PH Cent. 750 46,16 104 36 0,05 1.260 PH Cent. 750 45,93 144 36 0,30 315 TTHW 1.500 45,83 140 36 0,30 315 PH Cent. 750 45,72 122 36 0,10 630 PH Cent. 750 45,66 95 36 0,05 630 PH Cent. 750 45,55

134 36 0,10 1.260 TTHW 750 45,53 107 36 0,05 1.260 TTHW 750 45,35 101 36 0,05 1.260 5 Pontos 750 45,32 128 36 0,10 1.260 5 Pontos 750 45,29 113 36 0,10 315 PH Cent. 750 45,29 92 36 0,05 630 5 Pontos 750 45,27

119 36 0,10 630 5 Pontos 750 45,24 83 36 0,05 315 5 Pontos 750 45,19

110 36 0,10 315 5 Pontos 750 45,18 152 36 0,30 630 TTHW 750 45,15 137 36 0,30 315 5 Pontos 750 45,14 146 36 0,30 630 5 Pontos 750 45,12 86 36 0,05 315 PH Cent. 750 45,12

125 36 0,10 630 TTHW 750 45,06 98 36 0,05 630 TTHW 750 44,89

117 36 0,10 315 TTHW 1.500 44,75 161 36 0,30 1.260 TTHW 750 44,57 143 36 0,30 315 TTHW 750 44,51 116 36 0,10 315 TTHW 750 44,05 90 36 0,05 315 TTHW 1.500 43,89

155 36 0,30 1.260 5 Pontos 750 43,82 89 36 0,05 315 TTHW 750 43,56

103 36 0,05 1.260 PH Cent. 375 42,32 121 36 0,10 630 PH Cent. 375 42,19 94 36 0,05 630 PH Cent. 375 42,10 82 36 0,05 315 5 Pontos 375 42,04

112 36 0,10 315 PH Cent. 375 42,03 130 36 0,10 1.260 PH Cent. 375 42,00 91 36 0,05 630 5 Pontos 375 41,96

109 36 0,10 315 5 Pontos 375 41,92


92

139 36 0,30 315 PH Cent. 375 41,86 85 36 0,05 315 PH Cent. 375 41,72

118 36 0,10 630 5 Pontos 375 41,56 100 36 0,05 1.260 5 Pontos 375 41,53 106 36 0,05 1.260 TTHW 375 41,17 148 36 0,30 630 PH Cent. 375 41,06 97 36 0,05 630 TTHW 375 41,05

136 36 0,30 315 5 Pontos 375 40,99 124 36 0,10 630 TTHW 375 40,93 115 36 0,10 315 TTHW 375 40,79 88 36 0,05 315 TTHW 375 40,69

142 36 0,30 315 TTHW 375 40,29 133 36 0,10 1.260 TTHW 375 40,24 127 36 0,10 1.260 5 Pontos 375 39,86 151 36 0,30 630 TTHW 375 38,97 157 36 0,30 1.260 PH Cent. 375 38,92 145 36 0,30 630 5 Pontos 375 38,47 160 36 0,30 1.260 TTHW 375 36,61 154 36 0,30 1.260 5 Pontos 375 34,11

Para efetuar a análise de sensibilidade destes parâmetros foi realizado

um Diagrama de Pareto, que mostra a ordem de influência dos fatores na

resposta, que para este caso é o Fator de Recuperação (FR) em t = 20 anos. A

Figura 5-8 mostra os parâmetros e interações estatisticamente mais influentes

neste trabalho sob as condições estudadas. Cada efeito foi analisado para

entender se a mudança desde os níveis inferiores até os superiores resultam

em um aumento ou em uma diminuição do valor do Fator de Recuperação.


93

Figura 5-8 Diagrama de Pareto em função do FR para t = 20 anos.

Observa-se que o parâmetro individual estatisticamente mais influente é

a Espessura do Reservatório (h). Neste caso, o aumento da espessura

promove uma diminuição do fator de recuperação (FR) em 20 anos. Isto parece

contraditório mas não é, já que o aumento da espessura de óleo significa um

aumento no volume inicial de óleo, e o fator de recuperação é uma relação

entre a produção acumulada e o volume de óleo in place. Assim, apesar de

haver um aumento da produção acumulada de óleo no reservatório mais

espesso, a relação de FR é menor. Isto mostra que é necessário revisar a

injeção de água para o modelo mais espesso utilizando o conceito de Volume

Poroso Injetado na seção 5.3 deste trabalho.

Em segundo lugar na ordem de significância está a Vazão de Injeção

(Q), onde um incremento da vazão de injeção no intervalo estudado promove

um aumento no FR.


94

Em terceiro lugar está o efeito da Permeabilidade Horizontal (Kh). Este

efeito mostra que um reservatório de maior permeabilidade horizontal

apresenta uma maior recuperação de óleo em 20 anos quando comparado com

o de menor permeabilidade, concordando com a Lei de Darcy.

Na sequência, tem-se o efeito individual da Configuração de poços, com

uma significância estatística relativamente pequena em relação aos três

primeiros parâmetros. Neste caso, não é possível saber qual a configuração

com maior ou menor eficiência. No entanto, a Figura 5-10 mostra que a melhor

resposta corresponde à configuração PH Central e a menor resposta é a da

configuração TTHW no intervalo de dados utilizado.

O efeito individual de menor significância pertence à Relação de

Permeabilidades (Kv/Kh), mostrando que uma maior relação de

permeabilidades dentro do reservatório promove uma melhor recuperação de

óleo.

Os efeitos das interações dos parâmetros também apresentam valores

estatisticamente significativos sobre o valor do FR em 20 anos de injeção. O

diagrama de Pareto mostra que os que apresentam valores positivos são:

• Permeabilidade Horizontal com a Vazão e a Configuração;

• Espessura e Vazão;

• Relação de Permeabilidades e Vazão;

• Configuração com a e Espessura e Relação de Permeabilidades.

Os efeitos combinados com valores negativos são:

• Configuração e Vazão de Injeção;

• Espessura com a Permeabilidade Horizontal e Relação de

Permeabilidades;

• Permeabilidade Horizontal e a Relação de Permeabilidades.

No diagrama de Pareto apresentado na Figura 5-8, é possível observar

que existem parâmetros lineares (L) e quadráticos (Q). Esses termos

quadráticos não são analisados como um aumento ou diminuição no FR,


95

porque devido ao fato de serem quadráticos, os resultados das mudanças dos

efeitos dentro da variável quadrática são sempre positivos. Entretanto, eles

mostram que pode existir um ponto máximo ou mínimo na superfície de

resposta. Quando se observa o efeito quadrático do parâmetro Kv/Kh, ele não

tem significância estatística. Isto quer dizer que as superfícies de resposta

associadas à análise deste fator têm um comportamento linear.

As superfícies de resposta apresentadas são as mais representativas da

análise de sensibilidade, e estão em concordância com os resultados do

diagrama de Pareto da Figura 5-8.

A primeira superfície de resposta é mostrada na Figura 5-9 e representa

a interação Espessura – Configuração.

Figura 5-9 Superfície de Resposta: Espessura vs. Configuração.

Observa-se que o fator de recuperação diminui em função da espessura,

pois o reservatório com espessura de 36 m tem o triplo de óleo do que aquele

com espessura de 12 m sendo que a quantidade de água injetada é a mesma

para os dois casos. Também é possível perceber para ambas as espessuras

que a configuração PH Central mostra um leve incremento em relação à de 5

Pontos e à de TTHW.


96

A Figura 5-10 mostra a interação da vazão de injeção e da configuração

de poços para a espessura de 36 m (esquerda) e para a de 12 m (direita).

Figura 5-10 Superfície de Resposta: Vazão vs. Configuração.

É possível observar que para as duas espessuras da Figura 5-10, os

gráficos têm a mesma tendência: o FR aumenta com o incremento da vazão e

a configuração PH Central apresenta um resultado levemente maior.

A Figura 5-11 mostra a interação da Permeabilidade Horizontal (Kh) e a

Configuração de poços para as duas espessuras do reservatório; o gráfico da

esquerda pertence à espessura de 12 m e o da direita pertence à espessura de

36 m.

Figura 5-11 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Configuração.

Pode-se observar que ambas as espessuras apresentam resultados com

comportamentos similares, mostrando que a configuração menos afetada pela


97

variação de permeabilidade horizontal é a PH Central. Para que os três níveis

de Kh estejam dentro da área do maior valor do FR, a diferença entre a área de

maior e menor valor é menor que 2%.

A interação da Permeabilidade Horizontal e a Espessura está

representada por três superfícies de resposta na Figura 5-12, onde cada

superfície corresponde a uma configuração de poços.

Figura 5-12 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Espessura.

É possível perceber que os três gráficos apresentam as mesmas

tendências, mostrando que o aumento da Permeabilidade Horizontal gera, em

média, um aumento de 2 pontos percentuais no valor do FR para ambas às

espessuras.

A Figura 5-13 mostra seis superfícies de resposta que representam as

interações entre a Permeabilidade Horizontal (Kh) e a Relação de


98

Permeabilidades (Kv/Kh) para cada tipo de configuração, na vertical. As três

figuras da esquerda representam os resultados obtidos para a espessura de 12

m e as três da direita representam aqueles obtidos para a espessura de 36 m.

Na horizontal, as duas figuras superiores pertencem à configuração de 5

Pontos, as duas do centro pertencem à PH Central e as duas inferiores à

TTHW; para cada caso foi escolhida a vazão que apresentou a superfície de

resposta com maior variação.

Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs. Permeabilidade Horizontal.

12 m; 5 Pontos; 1.500 m3/dia 36 m; 5 Pontos; 375 m3/dia

36 m; PH Central; 375 m3/dia


99

As superfícies de resposta das três configurações para 12 m (os três

gráficos da esquerda na vertical) mostram que a região de maior resposta

pertence à interação dos maiores valores de Permeabilidade Horizontal e da

Relação de permeabilidades, por outro lado, a região de menor resposta

pertence à interação dos menores valores das variáveis.

Para a espessura de 36 m da Figura 5-13, percebe-se que as

configurações de 5 Pontos (gráfico superior à direita) e PH Central (gráfico do

meio à direita) apresentam comportamentos contrários aos de 12 m. Neste

caso, as regiões de maior resposta pertencem aos menores valores de

Permeabilidade Horizontal e de Relação de Permeabilidades, em contrapartida,

as regiões de menor resposta pertencem à interação dos maiores valores dos

fatores. O comportamento da configuração TTHW (gráfico inferior à direita) é

contrário à das outras configurações estudadas para esta espessura, quer dizer

que tanto para 12 m quanto para 36 m, a região de maior resposta coincide

com a interação dos maiores valores dos fatores.

5.2.1 Análise do maior e menor Fator de Recuperação para cada Configuração

A análise realizada nesta seção do trabalho tem o objetivo de mostrar

qual foi o melhor e o menor resultado de FR desde o ponto de vista de cada

configuração. Para isso são mostradas tabelas com os valores

correspondentes a cada caso. Além dos valores de FR máximo e mínimo. Em

geral, as tabelas mostram o caso máximo e mínimo para cada vazão de injeção

utilizada, conforme foi mostrado na seção 5.2 que mostra que o aumento da

vazão de injeção se traduz em um aumento do FR.

Para o reservatório de 12 m são apresentados mapas de saturação

correspondentes a cada configuração, com o objetivo de mostrar graficamente

as diferenças na eficiência de varrido para cada caso. Cada figura apresentada

está formada por quatro gráficos na horizontal que descrevem tempos de

injeção diferente, ou seja, para o ano 1, ano 5, ano 10 e ano 20. Além disso,


100

cada etapa está constituída por dois gráficos, o da esquerda pertence ao caso

correspondente com maior FR e o da direita pertence ao caso de menor FR.

Cada gráfico leva o número de caso que lhe corresponde.

Mapas de saturação não são mostrados para o reservatório de 36 m

devido à semelhança no comportamento de avanço da frente de água.

5.2.1.1 Reservatório com Espessura 12 metros

Configuração de 5 Pontos

A Tabela 5-4 mostra seis diferentes casos simulados para a

configuração de 5 Pontos. Esses casos representam os maiores e menores

valores de FR para cada vazão de injeção utilizada.

Tabela 5-4 Conf. De 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (12 m)

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 75 0,30 1.200 5 Pontos 1.500 53,92 3 0,05 315 5 Pontos 1.500 50,57 74 0,10 1.200 5 Pontos 750 51,49 2 0,05 315 5 Pontos 750 48,91 46 0,10 1.200 5 Pontos 375 47,27 73 0,30 1.200 5 Pontos 375 45,73

A descrição detalhada dos dados apresentados na Tabela 5-4 é:

• O caso 75 e o caso 3 representam o maior e menor valor obtido de

FR para a vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia. As diferenças entre

esses dois casos são a Relação de Permeabilidades e a

Permeabilidade Horizontal;

• O caso 74 e o caso 2 são o valor máximo e mínimo de FR para a

vazão de injeção intermediaria (750 m3 std/dia). As diferenças entre

esses dois casos são a Relação de Permeabilidades e a

Permeabilidade Horizontal;


101

• O caso 46 e o caso 73 representam o maior e menor valor de FR

para a configuração de 5 Pontos com a menor vazão de injeção de

água (375 m3 std/dia). A diferença entre os dois casos é a Relação

de Permeabilidades.

A Figura 5-14 mostra uma vista superior do reservatório que permite ver

o deslocamento da frente de água dos poços injetores até os produtores para

os casos: Caso 75 (esquerda) e o Caso 73 (direita), em quatro etapas

diferentes de injeção. A escala de cores no início representa os valores de

saturação de água para cada figura.

1 Ano Caso 75 Caso 73

5 Anos Caso 73 Caso 75


102

Figura 5-14 Mapa de Saturação, 5 Pontos, Casos 75 e 73 (Vistas Superiores) CASO 75: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 73: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=375 m3/dia

A diferença entre os casos da Figura 5-14 é a vazão de injeção. Para o

caso 75 a vazão de injeção é 1.500 m3 std/dia e para o caso 73 é de 373 m3

std/dia. A variação no valor de FR, entre esses casos, é de 8,19 pontos

percentuais, segundo os dados da Tabela 5-4. É possível observar na

sequência dos gráficos que o comportamento da frente de água é o mesmo, só

que pela diferença da vazão injetada a área varrida é maior no caso 75.


Caso 73 Caso 75 20 Anos


103

Configuração PH Central

A Tabela 5-5 mostra seis diferentes casos simulados para a

configuração PH Central. Esses casos representam os maiores e menores

valores de FR para cada vazão de injeção utilizada.

Tabela 5-5 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (12 m)

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 78 0,30 1.200 PH Central 1.500 54,16 6 0,05 315 PH Central 1.500 49,54 77 0,10 1.200 PH Central 750 52,50 5 0,05 315 PH Central 750 49,02 49 0,10 1.200 PH Central 375 48,40 4 0,05 315 PH Central 375 46,99

É possível observar que a diferença entre os casos com o maior e o menor valor de FR (casos 78 e 4, respectivamente), são a Permeabilidade Horizontal, a Relação de Permeabilidades e a vazão de injeção.

A Figura 5-15 mostra o avanço da frente de água para os casos 78 e 4, onde se observa graficamente a diferença apresentada em termos de área de varrido.



104

Figura 5-15 Mapa de Saturação, PH Central, Casos 78 e 4 (Vistas Superiores) CASO 78: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 4: Kv/Kh=0,05; Kh=315 mD; Q=375 m3/dia





105

A sequência dos gráficos da Figura 5-15 mostra que a área varrida no

caso 78 é maior do que o caso 4, o que ocasiona um maior deslocamento de

óleo até o poço produtor promovendo uma maior recuperação em superfície.

Configuração TTHW

A Tabela 5-6 mostra os seis casos para maior e menor valor de FR organizadas em função da vazão de injeção para a configuração TTHW.

Tabela 5-6 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (12 m)

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 81 0,30 1.200 TTHW 1.500 53,65 9 0,05 315 TTHW 1.500 45,92 80 0,30 1.200 TTHW 750 51,41 8 0,05 315 TTHW 750 45,92 52 0,10 1.200 TTHW 375 47,47 7 0,05 315 TTHW 375 45,45

Através dos valores da Tabela 5-6, observa-se que as diferenças entre o

melhor e pior caso, em termos de FR, são a Permeabilidade Horizontal, a

Relação de Permeabilidades e a vazão de injeção.

A Figura 5-16 mostra o avanço da frente de água desde os injetores

verticais até os produtores horizontais


106





107

Figura 5-16 Mapa de Saturação, TTHW, Casos 81 e 7 (Vistas Superiores) CASO 81: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 mD; Q=1.500 m3/dia CASO 7: Kv/Kh=0,05; Kh=315 mD; Q=375 m3/dia

A sequência de gráficos, apresentada na Figura 5-16, mostra os casos

81 e 7, que pertencem à configuração TTHW. As diferenças mostram que após

20 anos de injeção, a área varrida no caso 81 é maior do que a do caso 7.

Assim como no do PH Central, promove um deslocamento de óleo maior.

Uma característica encontrada nas comparações das três configurações

foi o fato de que as condições de Permeabilidade Horizontal e Relação de

Permeabilidades para os diferentes casos variam segundo a vazão de injeção.

Observando a Tabela 5-4, a Tabela 5-5, e a Tabela 5-6 é possível perceber

que os maiores valores de FR acontecem para os maiores valores de

Permeabilidade Horizontal e Relação de Permeabilidades. No entanto, no caso

da menor vazão, os melhores resultados de FR são obtidos para o maior valor

de Permeabilidade Horizontal e para o valor intermediário Relação de

Permeabilidades. Essa análise sugere que o critério de escolha para a

aplicação de cada configuração não depende só das características do

reservatório, mas também das vazões de injeção em conjunto.



108

5.2.1.2 Reservatório com Espessura 36 metros

A análise para os maiores e menores valores de FR, em função da

configuração, também foi realizada para o reservatório de 36 m. Os resultados

numéricos de cada configuração estão apresentados na Tabela 5-7, na Tabela

5-8 e na Tabela 5-9.

Tabela 5-7 Conf. 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (36 m).

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 156 0,30 1.200 5 Pontos 1.500 48,83 84 0,05 315 5 Pontos 1.500 47,64

101 0,05 630 5 Pontos 750 45,32 155 0,10 630 5 Pontos 750 43,82 82 0,05 315 5 Pontos 375 42,04

154 0,30 1.200 5 Pontos 375 34;11

Tabela 5-8 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (36 m).

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 159 0,30 1.260 PH Central 1.500 49,99 87 0,05 315 PH Central 1.500 47,03

149 0,10 630 PH Central 750 46,24 86 0,05 315 PH Central 750 45,12

103 0,05 1.260 PH Central 375 42,32 157 0,30 1.260 PH Central 375 38,92

Tabela 5-9 Conf. TTHWTM: Maior e Menor valor de FR (36m).

N° Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR 20 162 0,30 1.260 TTHW 1.500 49,13 90 0,05 315 TTHW 1.500 43,89

134 0,10 1.260 TTHW 750 45,53 89 0,05 315 TTHW 750 43,56

106 0,05 1.260 TTHW 375 41,17 160 0,30 1.260 TTHW 375 36,61

O reservatório de 36 metros de espessura apresentou resultados

diferentes daqueles de 12 metros. Para este caso, as três configurações


109

apresentaram que os maiores e os menores valores de FR acontecem para os

máximos níveis de Permeabilidade Horizontal e da Relação de

Permeabilidades, a única diferença é a vazão de injeção, onde com a máxima

vazão se obteve o melhor resultado.

5.3 Fator de Recuperação (FR) em função do Volume Poroso Injetado (VPI)

Com o objetivo de comparar o desempenho entre as configurações

utilizadas (diferentes vazões de injeção e espessuras), foi realizada uma

análise do Fator de Recuperação (FR) em função dos volumes de água

injetados dentro dos reservatórios de 12 e 36 m.

Primeiramente, são estudados os gráficos para a espessura de 12 m,

posteriormente, os gráficos para a espessura de 36 m, e finalmente, uma

comparação entre ambas as espessuras é feita.

5.3.1 FR em função do VPI para a espessura de 12 m

Com a finalidade de avaliar o desempenho de cada uma das vazões de

injeção utilizadas foram realizados gráficos de FR em função do Volume

Poroso Injetado para cada configuração de poços.

Para a configuração de 5 Pontos foram feitas duas figuras. A primeira

figura mostra as curvas de FR em função do VPI, cada uma para um t=20 anos

de injeção de água, e a segunda é uma aproximação do máximo valor de VPI

que as três curvas têm em comum (VPI =1,3).


110

Figura 5-17 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões de injeção (12 m).

Na Figura 5-17 são apresentadas três curvas que pertencem a cada

uma das vazões de injeção em 20 anos. É possível perceber que as três

curvas têm tendências similares, embora o valor final de VPI para cada uma

seja diferente. Isso se deve ao volume de água total injetado com a vazão de

1.500 m3 std/dia em 20 anos é maior do que o volume total injetado com a

vazão de 375 m3 std/dia.

A Figura 5-18 é uma aproximação para o máximo valor de VPI que as

três curvas têm em comum. Dessa forma é possível fazer uma comparação

para saber qual das três vazões apresenta o maior valor de FR para o mesmo

valor de água injetada.

0

10

20

30

40

50

60

0 1 2 3 4 5 6

FR

VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m

5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m


111

Figura 5-18 FR vs VPI: 5 Pontos, para três vazões de injeção (12 m).

A Figura 5-18 mostra que para o VPI de 1,3 a curva correspondente à

menor vazão (375 m3 std/dia) tem o maior valor de FR que é de 46,8;

posteriormente está a curva da vazão intermediária (750 m3 std/dia) com um

valor de 46,4 e, por último, está a curva da maior vazão (1.500 m3 std/dia) com

um valor de FR de 46,1.

Como as tendências das curvas para a configuração PH Central e

TTHW são muito parecidas à de 5 Pontos, apenas foram apresentadas as

aproximações de cada gráfico.

Sob o mesmo critério de análise, a Figura 5-19 mostra as curvas das

diferentes vazões de injeção da configuração PH Central para um VPI comum

de 1,5.

45

45.5

46

46.5

47

47.5

48

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5

FR

VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m

5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m


112

Figura 5-19 FR vs VPI: PH Central, três vazões de injeção (12 m)..

Na Figura 5-19 pode ser observado que a curva com o maior valor do

FR corresponde à menor vazão de 375 m3/dia. Na sequência, está à curva de

injeção de 750 m3/dia e, por último, está a curva de 1.500 m3/dia. No entanto, a

diferença entre as curvas é menor que 1 ponto percentual.

Para a configuração TTHW, a comparação é feita para o VPI de 1,3 na

Figura 5-20.

Figura 5-20 FR vs VPI: TTHW, para três vazões de injeção (12 m).

45

45.5

46

46.5

47

47.5

48

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5

FR

VPIPH Central; Q=1.500 m3/dia; h=12m PH Central; Q=750 m3/dia; h=12 mPH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m

46

46.5

47

47.5

48

1.2 1.25 1.3 1.35 1.4

FR

VPITTHW; Q=1.500 m3/dia; h=12 m TTHW; Q=750 m3/dia; h=12 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m


113

A Figura 5-20 mostra que a menor vazão de injeção obtém o maior valor

de FR. Para este caso é observado que as curvas das vazões de 750 e 1.500

m3 std/dia têm exatamente o mesmo comportamento. Isso se deve à vazão de

injeção de 1.500 m3 std/dia estar dividida em dois poços injetores verticais

completados na base do reservatório. Essas condições não permitem a injeção

de volumes tão grandes. Se o poço injetor estiver completado em toda a

camada como no caso da configuração de 5 Pontos, o volume injetado poderia

ser maior.

Após as comparações correspondentes de cada configuração, para

diferentes vazões de injeção de água, foi realizada a comparação das três

configurações estudadas para cada uma das diferentes vazões utilizadas neste

trabalho.

Iniciando com um estudo da menor vazão, a Figura 5-21 mostra uma

comparação das três configurações com a injeção de 375 m3 std/dia.

Figura 5-21 Três Configurações a 375 m3 std/dia (12 m).

0

10

20

30

40

50

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

FR

VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m

TTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m


114

É possível observar na Figura 5-21 que as curvas correspondentes às

configurações estudadas têm comportamentos similares ao longo do tempo.

Essa similaridade de tendência das curvas se repete para as outras vazões de

injeção (750 e 1,500 m3 std/dia), motivo pelo qual não são detalhados. Todos

os gráficos são realizados para um tempo de injeção de 20 anos. Para fazer

uma comparação dos comportamentos das curvas foi realizada uma

aproximação, que é mostrada na Figura 5-22.


A Figura 5-22 mostra que para a menor vazão de injeção (375 m3

std/dia), os resultados das três configurações de poços são similares. É

possível ver no gráfico que as diferenças de FR entre as curvas são menores

que 0,5 pontos percentuais.

Os gráficos para as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia, apresentam

resultados bastante similares ao de 5 Pontos, portanto a análise será feita em

conjunto para os dois casos. A Figura 5-23 e a Figura 5-24 mostram

aproximações dos resultados para as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia,

respectivamente.

46

46.5

47

47.5

48

1 1.1 1.2 1.3 1.4

FR

VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m



115


Figura 5-24 Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (12 m).

Fazendo uma análise geral da Figura 5-22, Figura 5-23 e da Figura

5-24, foi visto que a configuração TTHW se mostrou levemente superior para

as vazões de 750 e 1.500 m3 std/dia. A configuração PH Central também

mostrou uma leve superioridade na vazão de 350 m3 std/dia. No entanto, as

diferenças entre as diferentes curvas para todos os casos variam entre 0,2 e

2,5 pontos percentuais.

47

47.5

48

48.5

49

1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2

FR

PVI5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=12 m


46

46.5

47

47.5

48

48.5

49

1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2

FR

PVI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=12 mTTHW; Q=1.500 m3/dia; h=12 m


116

5.3.2 FR vs. VPI para a espessura de 36 m

O estudo de FR em função do VPI também foi realizado para o

reservatório de 36 m. A análise para este caso começa com a avaliação da

vazão de injeção que obteve o maior resultado de FR.

A Figura 5-25 mostra as curvas das três vazões de injeção para a

configuração de poços de 5 Pontos.

Figura 5-25 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões (36m).

A Figura 5-25 mostra que a diferença de FR entre as curvas, para cada

vazão de injeção, é menor que 1 ponto percentual. As três curvas mostraram a

mesma tendência. Embora a diferença entre as curvas seja pequena, os

resultados são diferentes para o reservatório de 12 m, porque as maiores

vazões têm melhores resultados do que a mínima vazão de injeção.

Para a configuração PH Central, os resultados gráficos são

apresentados na Figura 5-26.

40

40.5

41

41.5

42

42.5

43

0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.47 0.48

FR

VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=36 m 5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=36 m5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m


117

Figura 5-26 FR vs. VPI: PH Central para três vazões (36 m).

Observa-se na Figura 5-26 que a curva correspondente à vazão de 750

m3 std/dia apresenta uma leve superioridade entre 1,5 e 2 pontos percentuais.

Por outro lado, a máxima vazão de injeção apresenta o menor valor de FR.

A Figura 5-27 mostra os resultados da configuração TTHW para as

diferentes vazões de injeção.

Figura 5-27 FR vs. VPI: TTHW para três vazões (36 m).

40

41

42

43

44

45

0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5

FR

VPIPH Central; Q=375 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=36 m

PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=36 m

40

40.5

41

41.5

42

42.5

43

0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5

FR

VPI

TTHW; Q=1.500 m3/dia; h=36 m TTHW; Q=750 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m


118

É possível observar, na Figura 5-27, que esta configuração conserva o

comportamento observado na espessura de 12 m, ou seja, a menor vazão de

injeção promove o maior valor de FR para os valores de VPI em comum das

três curvas.

Fazendo uma análise geral da Figura 5-25, da Figura 5-26, e da Figura

5-27, observa-se que a influência da vazão de injeção varia com a espessura

do reservatório. Para o reservatório de 36 m, mesmo com diferenças pequenas

em relação ao FR, as três configurações de poços apresentaram resultados

diferentes entre eles. Lembrando que para o reservatório de 12 m, a menor

vazão gerou o melhor valor de FR para as três configurações de poços.

Assim como foi feita uma análise comparativa das diferentes

configurações para a mesma vazão de injeção na espessura de 12 m, também

são mostrados os gráficos com os resultados para a espessura de 36 m.

Assim, a Figura 5-28 mostra uma aproximação das curvas correspondentes às

três configurações utilizadas para a vazão de injeção de 375 m3/dia.

Figura 5-28 FR vs. VPI: Três Configurações a 375 m3 std/dia (36 m).

Observa-se na Figura 5-28 que o comportamento do FR em relação ao

VPI é muito similar para as três configurações. Para esta vazão mínima e

40

40.5

41

41.5

42

42.5

43

0.4 0.42 0.44 0.46

FR

PVI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m


119

fazendo uma comparação no VPI de 0,45, a diferença de FR entre elas é

pequena. A curva superior (linha amarela) pertence à configuração TTHW, a

segunda (linha vermelha) pertence a PH Central e a última (linha azul) é a

curva da configuração 5-Spot; a diferença máxima entre a primeira e a última

curva é de 0,5 pontos percentuais.

Para o caso da vazão de injeção de 750 m3/dia, os resultados gráficos

encontram-se na Figura 5-29.

Figura 5-29 FR vs. VPI: Três Configurações a 750 m3 std/dia (36 m).

A Figura 5-29 mostra que para o valor de VPI = 0,9, a curva de PH

Central tem o maior valor de FR que é 47. A curva de TTHW (linha laranja) com

45,8 e na posição inferior (linha vermelha) está a curva de 5 Pontos, com um

FR de aproximadamente 45,2. A diferença entre as curvas de PH Central e de

5 Pontos é de 1,8 pontos percentuais.

A Figura 5-30 mostra que as curvas das três configurações mostram um

comportamento similar entre elas no gráfico FR vs. VPI para uma injeção diária

de 1.500 m3/dia.

44

45

46

47

48

0.8 0.85 0.9 0.95

FR

VPI5 Pontos; Q=750 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=750 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=750 m3/dia; h=36 m


120

Figura 5-30 FR vs. VPI: Três Configurações a 1.500 m3 std/dia (36 m).

A Figura 5-30 mostra uma pequena diferença entre os valores de FR

para as três diferentes curvas que representam as vazões injetadas.

Para o reservatório com 36 m de espessura, foi observado que nesta

análise as configurações TTHW e PH Central são superiores em termos de FR

em relação à configuração base de 5 Pontos; porém, como no caso do

reservatório de 12 m de espessura, as diferenças em pontos percentuais entre

as curvas não foram muito grandes.

5.3.3 Influência da espessura da zona de óleo

A finalidade desta comparação é mostrar os gráficos para cada uma das

configurações utilizando os dados para as duas espessuras estudadas, cujo

objetivo é observar se o aumento da espessura tem alguma influência no

comportamento da recuperação quando se injetam os mesmos valores de VPI.

A Figura 5-31, a Figura 5-32 e a Figura 5-33 mostram a comparação

realizada entre as curvas correspondentes às espessuras de 12 e 36 m.

46

46.5

47

47.5

48

1.25 1.5 1.75

FR

VPI5 Pontos; Q=1.500 m3/dia; h=36 m PH Central; Q=1.500 m3/dia; h=36 mTTHW; Q=1.500 m3/dia; h=36 m


121

Figura 5-31 FR vs. VPI: 5 Pontos, curvas de 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.

Figura 5-32 FR vs. VPI: PH Central para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.

40

40.5

41

41.5

42

0.42 0.44 0.46 0.48

FR

VPI5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=12 m 5 Pontos; Q=375 m3/dia; h=36 m

40

40.5

41

41.5

42

42.5

43

0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5

FR

VPI

PH Central; Q=375 m3/dia; h=12 m PH Central; Q=375 m3/dia; h=36 m


122

Figura 5-33 FR vs. VPI: TTHW para 12 e 36 m a 375 m3 std/dia.

A Figura 5-31, Figura 5-32, e Figura 5-33 correspondem,

respectivamente, às configurações 5 Pontos, PH Central e TTHW. Os

comportamentos de FR em relação ao VPI não apresentam grandes diferenças

entre as duas espessuras de reservatórios. A vazão de injeção utilizada para

gerar os gráficos foi escolhida ao acaso, sem intenção de mostrar alguma

particularidade.

Para concluir este estudo de Fator de Recuperação versus Volume

Poroso Injetado, a Tabela 5-10 apresenta o resumo de valores ao final de 20

anos de injeção para todos os casos apresentados (reservatório com

espessuras de 12 m e 36 m)

38

39

40

41

42

43

44

0.42 0.44 0.46 0.48

FR

VPI

TTHW; Q=375 m3/dia; h=12 m TTHW; Q=375 m3/dia; h=36 m


123

Tabela 5-10 Tabela de valores FR vs. VPI.

Espessura 12 m

Vazão de Injeção 375 m3/dia 750 m3/dia 1500 m3/dia

FR VPI FR VPI FR VPI

5-Spot 47,04 1,37 49,49 2,73 51,47 5,41

PH Central 47,61 1,37 49,92 2,72 51,65 5,12

TTHW 47,20 1,33 48,58 1,89 48,59 1,89

Espessura 36 m Vazão de Injeção 375 m3/dia 750 m3/dia 1500 m3/dia

FR VPI FR VPI FR VPI

5-Spot 40,48 0,39 44,59 0,79 47,34 1,57

PH Central 40,81 0,39 46,37 0,78 47,64 1,56

TTHW 40,86 0,39 45,13 0,78 47,01 1,25

5.4 Estimativa de Custos

Nesta seção, é realizada uma breve análise sobre os custos e vantagens

obtidos com um projeto de injeção de água para o reservatório de 12 m. O

objetivo destes cálculos é fazer uma comparação entre as diferentes

configurações estudadas e assim, ter uma base sobre a conveniência de

aplicação econômica de cada uma delas.

Os dados utilizados na estimativa de custos são valores aproximados.

Os parâmetros analisados na estimativa de custos foram: o preço do petróleo;

o preço de injeção; o preço de tratamento da água produzida; o custo inicial

relacionado com os gastos de perfuração dos poços e a taxa de juro anual.


124

5.4.1 Análise do custo inicial em função do número de poços perfurados para cada configuração

Para a avaliação econômica em função do número de poços perfurados,

o valor total de cada poço depende da localização dentro da malha. As malhas

podem ser repetidas dependendo do tamanho do reservatório e os poços

estariam sendo compartilhados entre elas. Assim, baseando-se nessa

informação, a Tabela 5-11 mostra os valores equivalentes de cada poço.

Tabela 5-11 Equivalência econômica dos poços segundo a posição na malha.

Localização Equivalente

Esquina 1/4

Lateral 1/2

Centro 1

5-Spot

Poços Verticais = (4x1/4)+(4x1/2)+(5x1) = 8

Poços Horizontais = (0x1/2)+(0x1) = 0

Total = 8 poços verticais.

PH Central



Total = 3 poços verticais e 1 poço horizontal.


125

TTHW



Total = 1 poço vertical e 2 poços horizontais.

O trabalho publicado por S. D. Joshi (2003) faz referência ao custo

médio de perfuração e completação de poços nos Estados Unidos. Tomando

como referência esses valores, um poço vertical tem um custo aproximado de

1,157 MM R$. Enquanto que um poço horizontal custa em média 2,1 MM R$,

que seria aproximadamente 1,8 vezes mais caro. Em outros trabalhos, a

relação de custo de um poço horizontal em relação a um poço vertical custa

entre 1,5 e 2,5 vezes.

Para fins práticos, nesta comparação simples de fatores econômicos, foi

adotada uma relação de custo de 2,0 vezes entre um poço horizontal e um

poço vertical.

A Tabela 5-12 mostra o custo inicial calculado em função do número de

poços para cada configuração estudada. Observa-se que o custo inicial em

função do número de poços é maior para a configuração de 5 Pontos.

Tabela 5-12 Relação Econômica entre Poços Verticais e Horizontais

Configuração N°

poços Verticais

N° poços Horizontais

Equivalente em poços verticais

1PH=2PV

Total de poços

verticais

Preço Unitário MM R$

Total MM$

5-Spot 8 0 0 8 1,157 9,256

PH Central 3 1 2 5 1,157 5,785

TTHW 1 2 4 5 1,157 5,785


126

5.4.2 Análise do Valor Presente Líquido (VPL)

A expressão numérica utilizada para o cálculo VPL (seção 2.10.1) foi:

(2.5)

A análise VPL foi realizada utilizando como preço de injeção de água o

valor de venda da água para a área industrial da CAERN (Companhia de

Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte) apresentada em 2011, cujo valor é

de 1,06 Reais por barril (R$/Bbl). O preço de tratamento de água foi calculado

como 35% do preço de injeção (0,37 R$/Bbl). Em função desses valores,

foram criados dois cenários econômicos adicionais, aumentando em 10 e 50

vezes o preço da injeção de água, quer dizer 10,6 R$/Bbl e 53,0 R$/Bbl. O

preço de tratamento de água equivale a 35% do preço de injeção

correspondente a cada cenário econômico. A Tabela 5-13 mostra os dados

utilizados para cada caso.

Tabela 5-13 Descrição dos três cenários para a avaliação econômica

Preço do óleo

R$/Bbl

Preço de Injeção de água R$/Bbl

Preço de tratamento de água

R$/Bbl

Cenário 1 190,00 1,06 0,37

Cenário 2 190,00 10,60 3,71

Cenário 3 190,00 53,00 18,55

O preço do petróleo é constante em todos os casos e está baseado nos

custos reais do barril de petróleo Brent em janeiro de 2012 (190 R$/Bbl).

O objetivo da criação de diferentes cenários econômicos é a de

comparar as configurações de poços utilizadas para cada cenário e avaliar a

demanda de água em cada caso, obtendo um maior benefício econômico

1 (1 )

nt

tt

FCVPL

i==

+∑


127

(minimizando a demanda de água, maximizando o volume de óleo produzido

acumulado, Np, ou o fator de recuperação, FR).

Para comparar as diferentes configurações de poços foi realizado um

estudo utilizando diferentes vazões de injeção para escolher qual delas

apresentava o maior VPL para os diferentes preços de injeção de água. As

vazões de injeção estudadas foram de 0, 375, 750, 1.500 e 2.000 m3 std/dia.

A Figura 5-34 mostra os resultados da configuração de 5 Pontos para o

cenário 1(Preço de água injetada de 1,06 R$/Bbl).

Figura 5-34 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 1 (Preço de Injeção = 1,06 R$/Bbl)

Observa-se que para este cenário o VPL aumenta junto com a vazão de

injeção. As curvas de 2.000 e 1.500 m3 std/dia apresentam resultados

similares, o que significa que foi atingido o ponto máximo, quer dizer que o

aumento da vazão de injeção gera um leve incremento do VPL em relação ao

valor da injeção imediatamente inferior. Assim, embora o VPL obtido com a

vazão de 2.000 m3/dia foi levemente superior (625,2 MM R$), escolheu-se o

0

100

200

300

400

500

600

700

0 5 10 15 20

VPL

(MM

R$)

Tempo (anos)

5 Pontos - Sem Injeção 5 Pontos - 375 m3/dia 5 Pontos - 750 m3/dia5 Pontos - 1500 m3/dia 5 Pontos - 2000 m3/dia


128

valor de 1.500 m3 std/dia como o VPL máximo (623,8 MM R$) para o cenário 1

(Preço de injeção de 1,06 R$/Bbl)

Continuando com o estudo da configuração de 5 Pontos, a Figura 5-35,

mostra o máximo VPL para o cenário econômico 2 (Preço de injeção de água

de 10,6 R$/Bbl). Observa-se que neste caso, o VPL máximo (521,5 MM R$)

corresponde à vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia.


-30

70

170

270

370

470

570

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)5-Spot Sem Injeção 5-Spot - 375 m3/dia 5-Spot - 750 m3/dia

5-Spot - 1500 m3/dia 5-Spot - 2000 m3/dia


129

Os resultados da configuração de 5 Pontos para o preço de injeção do

cenário 3 (53,0 R$/Bbl) são mostrados na Figura 5-36.


Na Figura 5-36 observa-se que o VPL máximo para este caso

corresponde à vazão de injeção de 750 m3 std/dia (338,2 MM R$) com um

tempo de retorno de 2 anos. No entanto, também se observa que o VPL da

vazão de 1.500 m3 std/dia (326,7 MM R$) esta perto do VPL máximo escolhido

e que o tempo de retorno é de 1 ano (a metade em relação ao VPL máximo).

A análise aplicada à configuração de 5 Pontos também foi realizada para

as configurações de PH Central e TTHW, utilizando de igual forma os preços

de injeção de água para cada cenário econômico da Tabela 5-13. Os gráficos

correspondentes a estas análises são mostrados no Anexo 8.2 deste trabalho.

Depois de ter realizado a análise individual para escolher o VPL máximo

de cada configuração, foram comparados os valores entre as três

-30

20

70

120

170

220

270

320

370

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)5-Spot Sem Injeção 5-Spot - 375 m3/dia 5-Spot - 750 m3/dia

5-Spot - 1500 m3/dia 5-Spot - 2000 m3/dia


130

configurações de poços para cada cenário econômico. Dessa forma foi

possível analisar qual a configuração com maior retorno de VPL.

A Tabela 5-14 mostra os valores correspondentes aos VPL máximos

para cada configuração e para cada cenário econômico proposto, além do

tempo de retorno para cada caso.

Tabela 5-14 Comparação do VPL máximo entre as três configurações de poços

Cen

ário

Pr

eço

de

Inje

ção

(R$/

Bbl

) Pr

eço

de

trat

amen

to

(R$/

Bbl

)

Con

figur

ação

Vazã

o (m

3 std/

dia)

VPL

(MM

R$)

Tem

po (a

nos)

Np

(m3 s

td)

Wp

(m3 s

td)

VPI

1 1,06 0,371

5 Pontos 1.500 623,8 13 706.971,0 6.324.520,0 3,50

PH Central 1.500 608,9 20 730.963,1 9.553.045,0 5,16

TTHW 750 466,7 20 687.655,4 3.113.503,8 0,27

2 10,6 3,710

5 Pontos 1.500 521,5 2 586.841,2 398.887,0 0,50

PH Central 1.500 540,8 7 669.478,8 2.491.531,8 1,57

TTHW 750 431,1 17 674.963,4 2.427.122,0 0,81

3 53,0 18,550

5 Pontos 750 338,2 2 510.229,4 30.390,7 0,27

PH Central 750 368,6 6 631.943,2 1.002.489,7 0,81

TTHW 750 301,4 7 579.366,2 399.378,7 0,48

É possível observar na Tabela 5-14 que a configuração de “5 Pontos”

apresentou o maior retorno VPL para o cenário 1, e a configuração PH Central

apresentou maiores retornos VPL para o cenário 2 e 3. Porém, os tempos de

retorno apresentados pela configuração de 5 Pontos são menores, para o

cenário 2 e 3, os tempos de retorno são equivalentes a um terço do tempo de

PH Central.

Os resultados do VPL em função do tempo, para a comparação entre as

diferentes configurações e cujos dados numéricos foram apresentados na

tabela anterior, são representados graficamente na Figura 5-37, Figura 5-38 e

na Figura 5-39.


131

Figura 5-37 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)

Para o cenário 1 (Preço de injeção de 1,06 R$/Bbl), a Figura 5-37 mostra

que a configuração de 5 Pontos apresentou melhores resultados em relação às

configurações PH Central e TTHW.

A Figura 5-38 mostra os resultados gráficos para o cenário 2 (Preço de

injeção de 10,6 R$/Bbl da avaliação econômica.

-30

70

170

270

370

470

570

670

0 5 10 15 20

VPL

(MM

R$)

Tempo (anos)

5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 m3/dia TTHW - 750 m3/dia


132


Observa-se que a configuração PH Central obteve o maior valor de VPL

durante todo o período de produção, no entanto, a configuração de 5 Pontos

apresentou um retorno mais rápido. Neste caso, seria necessário avaliar qual

das duas situações poderia resultar mais favorável, se um retorno maior

embora mais demorado, ou um retorno menor, porém mais rápido. A curva de

TTHW mostrou resultados menores em relação às outras duas curvas, e é

necessário mencionar, que esta curva não atinge um ponto máximo durante os

vinte anos de simulação estudada.

A Figura 5-39, mostra os resultados obtidos do cenário 3 da avaliação

econômica.

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20

VPL

(MM

R$)

Tempo (anos)5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 m3/dia TTHW - 750 m3/dia


133


É mostrado na Figura 5-39, que a curva correspondente à configuração

PH Central apresentou o maior resultado de VPL, no entanto o comportamento

da curva da configuração de 5 Pontos foi similar. A curva da configuração

TTHW apresentou os menores resultados de retorno de VPL para o cenário

econômico 3.

A Figura 5-40 e a Figura 5-41, mostram os valores dos volumes de óleo

produzido acumulado em função do tempo para as vazões correspondentes

aos melhores VPL de cada configuração para os três casos econômicos

estudados.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 5 10 15 20

VPL

(MM

R$)

Tempo (anos)5 Pontost - 750 m3/dia PH Central - 750 m3/dia TTHW - 750 m3/dia


134

Figura 5-40 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)

A Figura 5-40 mostra as vazões de óleo produzido acumulado anual

para o cenário 1. É possível observar que o volume de óleo que corresponde à

configuração de 5 Pontos para 1.500 m3/dia no primeiro ano de produção é

quase o dobro do volume obtido com a configuração PH Central e mais de

quatro vezes o volume correspondente à configuração TTHW, o que podería

explicar o fato da configuração de 5 Pontos apresentar tempos de retorno

menores. É possível perceber também que com o decorrer no tempo (a partir

do quarto ano de produção para a Figura 5-40 e a Figura 5-41), os volumes de

óleo obtidos com a configuração TTHW são maiores em relação à de 5 Pontos

e à de PH Central, no entanto, a produção inicial parece influenciar os

resultados do VPL obtidos.

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

6000.0

7000.0

8000.0

9000.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Np

m3

std

Tempo (anos)

5 Pontos - 1500 m3/dia PH Central - 1500 TTHW - 750


135

Figura 5-41 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl)

No caso da Figura 5-41, para o cenário 3, observa-se que a

configuração PH Central não produz a maior quantidade de óleo, mesmo

assim, é essa configuração a que possui o maior VPL quando comparada com

as outras configurações (Figura 5-39). Observa-se também que o volume de

óleo produzido acumulado da configuração TTHW a partir do quarto ano de

produção é maior do que a das outras duas configurações, no entanto, como já

foi mencionado, o volume produzido no início é o que aparentemente influencia

os valores de VPL ao longo dum projeto de injeção de água.

Os gráficos correspondentes à relação Água/Óleo são mostrados na

seção 8.1 dos Anexos.

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

3500.0

4000.0

4500.0

5000.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Np

m3

std

Tempo (anos)

5 Pontos - 750 m3/dia PH Central - 750 TTHW - 750

Conclusões e Recomendações

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Conclusões e Recomendações

137

6 Conclusões e Recomendações

Esta seção do trabalho está destinada às conclusões obtidas depois da

análise de resultados e também para fornecer algumas recomendações que

poderão ser utilizadas em futuros trabalhos.

6.1.1 Conclusões

Para 20 anos de simulação de injeção de água e para os dados

utilizados:

• As configurações “TTHW” e “PH Central”, com poços produtores

horizontais completados no topo e poços injetores completados na base

do reservatório, apresentaram resultados levemente maiores em termos

de Fator de Recuperação comparados aos da configuração

convencional de “5 Pontos” durante todo o tempo de simulação, quando

comparados com o método do volume poroso injetado;

• Os parâmetros que influenciaram no fator de recuperação, na ordem de

significância, foram: a espessura do reservatório, a vazão de injeção, a

permeabilidade horizontal, a configuração de poços e a razão de

permeabilidade. Também existiram interações de parâmetros que

mostraram influência nos resultados do fator de recuperação, eles

foram: a Permeabilidade Horizontal com a Vazão, Permeabilidade

Horizontal e a Configuração, a Espessura e Vazão, a Relação de

Permeabilidades e a Vazão, a Configuração com a e Espessura e a

Relação de Permeabilidades.

• Para a espessura de 12 m, a menor vazão de injeção (375 m3 std/dia)

obteve maiores resultados de fator de recuperação (FR) quando

comparada com as outras vazões para os mesmos valores de Volume

Poroso Injetado. No caso da espessura de 36 m, a vazão intermediária


138

mostrou os melhores casos em duas das três configurações sob o

mesmo critério de comparação utilizando o volume poroso injetado;

• A variação da espessura de óleo, dentro dos valores estudados e com

uma comparação dos fatores de recuperação em função do volume

poroso injetado, gerou um aumento no Fator de Recuperação de

aproximadamente 2 pontos percentuais para a espessura de 36 m em

comparação com a de 12 m, no entanto, devem-se realizar mais

estudos antes de fazer conclusões gerais em relação à influencia da

espessura;

• Para o caso de reservatórios com os maiores valores de

Permeabilidade Horizontal (Kh) e a Relação de Permeabilidades

(Kv/Kh), as três configurações de poços mostraram resultados similares

para cada todas as vazões de injeção de água estudadas neste

trabalho. Para o reservatório com os menores valores de (Kh) e (Kv/Kh),

a configuração TTHW apresentou, em media, uma diferença de

aproximadamente 5 pontos percentuais a menos em relação à

configuração de 5 Pontos e PH Central;

• A avaliação econômica mostrou que a configuração de “5 Pontos”

apresentou tempos de retornos de VPL menores em todos os cenários

econômicos estudados. Aparentemente, devido à quantidade de óleo

produzido com a configuração de 5 Pontos durante os primeiros anos

de produção ter sido maior. No caso da configuração TTHW, os

retornos de VPL foram consideravelmente menores em comparação à

configuração de 5 Pontos;

• A configuração PH Central, apresentou resultados favoráveis em termos

de VPL, no entanto, deve-se tomar em conta que os valores de VPL

obtidos com cada configuração variaram em função dos preços de água

injetada e do preço de tratamento da água produzida, por tanto, cada


139

projeto de injeção deve ser estudado individualmente em função das

condições econômicas.

6.1.2 Recomendações

A partir do estudo realizado, surgiram as seguintes recomendações para

futuros trabalhos:

• Realizar estudos para saber da sensibilidade das configurações de

poços produtores horizontais completados no topo em relação as

variações graduais de permeabilidade da base ao topo dentro do

reservatório.

• Realizar estudos para saber o efeito de fechar gradualmente o poço

produtor horizontal na medida em que acontece a ruptura de água.

• Realizar estudos para saber se uma leve curvatura na direção pra baixo

dos poços produtores horizontais otimiza os resultados obtidos.

• Realizar estudos para otimizar a distância entre poços injetores e

produtores para o método TTHW.

• Realizar estudos para encontrar uma expressão numérica que possa

ajudar no cálculo da eficiência de área varrida para as configurações

TTHW.


140

Referências Bibliográficas

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Referências Bibliográficas

Cindy Pamela Aguirre Ruiz 142

7 Referências Bibliográficas

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Anexos

Dissertação Mestrado PPGCEP/UFRN Anexos


8 Anexos

8.1 Razão Água/óleo.

A Figura 8-1 mostra as curvas de cada configuração de poços para

diferentes vazões de injeção de água, que descrevem o comportamento da

Razão de Água/Óleo em função do tempo.

Figura 8-1 Razão Água/Óleo para as três configurações a diferentes vazões

As curvas da Figura 8-1 mostram que enquanto maior é a vazão de

injeção de água dentro do reservatório, maior é a razão de água/óleo, um

comportamento esperado, não só pelos volumes injetados más também porque

a mobilidade da água é maior que a do óleo.

Outro fator que pode ser observado na Figura 8-1 é que a configuração

de 5 Pontos apresenta valores de Razão Água/óleo maiores que as das

0

50

100

150

200

250

300

350

0 5 10 15 20

Raz

ão Á

gua/

Óle

o m

3 /m3

Tempo (anos)

5 Pontos - 375 m3/dia 5 Pontos - 750 m3/dia 5 Pontos - 1500 m3/dia5 Pontos - 2000 m3/dia PH Central - 375 m3/dia PH Central - 750 m3/diaPH Central - 1500 m3/dia PH Central - 2000 m3/dia TTHW - 375 m3/diaTTHW - 750 m3/dia TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia



configurações PH Central e TTHW para os mesmos valores de injeção de

água.

8.2 VPL das configurações PH Central e TTHW.

A Figura 8-2, a Figura 8-3 e a Figura 8-4 mostram as curvas das vazões

de injeção utilizando a configuração de poços PH Central e os dados para os

diferentes cenários econômicos; os valores dos três cenários são descritos na

Tabela 5-13.

A Figura 8-2 corresponde ao cenário econômico 1. Observa-se que o

VPL máximo para este caso é obtido pela curva de 1.500 m3 std/dia (devido a

que a curva de 2.000 m3 std/dia não é tomada em conta para esta

comparação)

Figura 8-2 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)

A Figura 8-3, corresponde à configuração PH Central e os dados do

cenário econômico 2. Para este caso, o VPL máximo é representado pela curva

da vazão de injeção de 1.500 m3 std/dia.

-30

70

170

270

370

470

570

670

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia




A Figura 8-4 pertence aos dados do cenário econômico 3. Neste caso

observa-se que os valores de VPL para as curvas de 750 e 1.500 m3 std/dia

estão próximos um do outro, no entanto, a curva que apresentou o máximo

VPL foi a de 750 m3 std/dia com uma diferença de um milhão de Reais para o

mesmo tempo de retorno.


-30

70

170

270

370

470

570

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia

-30

20

70

120

170

220

270

320

370

420

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)

PH Central - Sem Injeção PH Central - 375 m3/diaPH Central - 750 m3/dia PH Central - 1500 m3/diaPH Central - 2000 m3/dia



O estudo do VPL máximo também foi realizado para a configuração

TTHW. Neste caso, a Figura 8-5, a Figura 8-6 e a Figura 8-7 representam os

resultados obtidos para os três cenários econômicos estudados neste trabalho.

Para os valores de injeção e tratamento de água do cenário 1 e 2, Figura

8-5 e Figura 8-6, observa-se que a curva que pertence à vazão de injeção de

375 m3 std/dia esta levemente por baixo do grupo das curvas para maiores

vazões. Para esta configuração em particular, o ponto máximo foi atingido com

a vazão de 750 m3 std/dia, quer dizer que para vazões de injeção maiores, os

resultados de VPL são os mesmos do que para 750 m3 std/dia, e existe uma

diferença leve entre o VPL de 375 e 750 m3 std/dia.

Figura 8-5 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl)

-30

70

170

270

370

470

570

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)

TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia

TTHW - 1500 m3/dia TTHW - 2000 m3/dia



Figura 8-6 VPL Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl)

A Figura 8-7 mostra os resultados da configuração TTHW utilizando os

valores do cenário 3. Para este caso observa-se que a vazão de 750 m3 std/dia

apresenta o máximo valor de VPL.

Figura 8-7 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 3 (Preço Injeção= 53 R$/Bbl)

-302070

120170220270320370420470

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia


-30

20

70

120

170

220

270

320

0 5 10 15 20

VPL

(MM

Rs)

Tempo (anos)

TTHW - Sem Injeção TTHW - 375 m3/dia TTHW - 750 m3/dia


universidade federal do rio grande do norte centro de ... · (cnpq) pela bolsa de estudos concedida...

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