UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE UFRN CENTRO DE TECNOLOGIA CT CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DO PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE UFRN CENTRO DE TECNOLOGIA CT CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DO PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE CO2 (GAGD) APLICADO A UM RESERVATÓRIO DE ÓLEO LEVE. Orientadora: Prof. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas Natal/RN, Novembro de 2016

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3 DEDICATÓRIA Dedico este trabalho aos meus pais, José Marcelo de Lira Teixeira e Roseli Antas Pereira Pinto Teixeira, que nunca me deixaram faltar coisa alguma. iii

4 AGRADECIMENTOS Primeiramente agradeço a Deus, que sempre foi meu refúgio e a segurança de que Sua vontade estaria sendo feita a qualquer circunstância, me mantendo forte em momentos de dificuldades, me agraciando com sua fortaleza e paz. Sou grata por toda Sua misericórdia comigo e por tudo que Ele vem realizando em minha vida. Agradeço a meus pais, José Marcelo e Roseli Antas que me deram atenção, suporte psicológico, estudo, sustento, e principalmente, amor. Por tudo isso, me formo em Engenharia de Petróleo como gratidão a tudo que eles fizeram por mim. A minhas irmãs, por toda a motivação, preocupação, carinho e descontração. Aos meus amigos, que me apoiaram, caminharam comigo durante todo esse tempo e sempre mostraram solicitude. Ao meu namorado, Pedro Cipriano, por toda a sua compreensão e dedicação mútua para realização desse sonho, por toda sua paciência, tranquilidade e palavras de conforto. À minha orientadora, Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo tempo dedicado, pelos ensinamentos, disposição e atenção, que me ajudaram a progredir nesse projeto. À CMG pela licença do simulador de reservatório concedida. Muito Obrigada. iv

5 TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD) aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil, Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas. RESUMO Originalmente os reservatórios de Petróleo possuem uma energia própria, chamada de energia primária, que vai decaindo com o tempo, precisando assim de ajudas externas, algumas delas chamadas de métodos de recuperação avançada que tem como objetivo aumentar a produtividade do poço; um desses métodos é o processo de drenagem gravitacional assistida por gás (GAGD), caracterizado por injetar gás no topo do reservatório e estimular a produção em um poço produtor horizontal localizado abaixo desses poços verticais, tendo melhor execução em poços maduros com óleo leve. Então, para utilização desse método foi criado um modelo de fluido e um reservatório com a ajuda do Winprop e do Builder da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizados três tipos de configurações de malha para analisar a sua influência na produção de óleo. As simulações numéricas foram realizadas através do simulador GEM no tempo de 20 anos, e o Results Graph ajudou na análise dos gráficos, e foram analisados os seguintes parâmetros: fator de recuperação, produção acumulada de óleo, saturação de óleo, diferentes profundidades e diferentes vazões. Dessa forma, no final das análises, os resultados mostram que a recuperação do óleo aumentou consideravelmente com a injeção de CO2 no processo GAGD, principalmente na configuração de 6 poços injetores e 2 produtores. Palavras-Chave : GAGD, CO2, Recuperação, simulação. v

6 TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD) aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil, Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas. ABSTRACT Originaly, in the the oil s reservoiors there is your own energy called primary energy which goes down by the time, so needs some help, called advenced recovery method, that aims to get better the productivity of the well, and there is one which is called Gas Assisted Gravitional Drainage process (GAGD). This process is based in inject gas on the reservoior s beginning with vertical wells that makes the production raise much more than before, and below this wells there are horizontal wells, but this method just makes the execution better when the wells are matures and with light oil. So, to use this method was built a fluid model and a reservoior in the Winprop in the Computer Modelling Group (CMG), and with the Builder was made three kinds of configuration to analise better the raise the wells production. The GEM did the simulation in twenty years, and the Results Graph helped in the graph analise, with parameters that make sense, like Recovery Factor, Oil satutation, differents kind of deth, diferentes kind of rate, and cumulative oil. Therefore, this analyses made us realize that the results shows that the oil recovery raises better using CO2 injection with the method GAGD, than using just the primary energy, in this way, the best results are in the configuration that there are six injectors and two productors. Keywords: CO2, inject, GAGD, recovery, simulation. vi

7 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO OBJETIVO GERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS ASPECTOS TEÓRICOS O PETRÓLEO MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO MÉTODOS MISCÍVEIS INJEÇÃO DE CO MATERIAIS E MÉTODOS FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS WINPROP CMG BUILDER CMG SIMULADOR GEM CMG RESULTS GRAPH E RESULTS 3D MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO MODELO DE FLUIDO MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS METODOLOGIA DE TRABALHO RESULTADOS E DISCUSSÕES: ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 TRÊS INJETORES E DOIS PRODUTORES ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 SEIS INJETORES E DOIS PRODUTORES ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES CONCLUSÕES RECOMENDAÇÕES REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA vii

8 LISTA DE FIGURAS Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo... 6 Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da injeção de CO Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido gás Figura Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D) Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação Primária Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração viii

9 LISTA DE TABELA Tabela 3-1:Composição dos Componentes Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes Tabela 3-3: Características do reservatório Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados ix

10 CAPÍTULO 1: Introdução

11 1 INTRODUÇÃO Atualmente uma das maiores fontes energéticas mundiais é o Petróleo, em vista de sua intensa utilização na sociedade são realizadas pesquisas e descobertas de reservatórios, gerando intenso avanço na indústria petrolífera para melhorar e expandir conhecimentos à cerca da sua produção. Sabe-se á priori que os reservatórios possuem uma quantidade de energia natural, chamada de energia primária do reservatório, mas sabe-se também que muitas vezes essa energia não é suficiente para extrair a maior quantidade de óleo do poço, e mesmo que haja a produção, os índices do fator de recuperação são mínimos. É conhecido que os fatores que a dissipação da energia primária pela descompressão dos fluidos e a resistência ao escoamento para o poço produtor são fatores que promovem os baixos índices. Em busca pela otimização desses índices, gerando assim, maior retorno financeiro, houve a utilização de recuperação que apresentou resultados, em média, de 28% de fator de recuperação, chegando a alguns casos a mais de 70% (Rodrigues, F., 2008, apud Bautista, E. V., 2010). Dentre essas formas de otimização é conhecido o método do GAGD (Drenagem gravitacional assistida por gás) obtendo melhorias na recuperação do óleo, consistindo na injeção de gás no topo do reservatório e produzindo em um poço na base. O gás injetado pode ser CO2, metano, propano, nitrogênio, entres outros. O método foi pensado exclusivamente para reservatórios maduros e de óleo leve, como alternativa para outros métodos de injeção de gás. No território nacional, esse método vem interessando a Petrobras por ser utilizado na recuperação de óleo no pré-sal, já que há óleo leve e boa quantidade de CO2 para ser tratado e ser reutilizado no próprio método, para que não polua a atmosfera. O presente trabalho está dividido em quatro capítulos, sendo o primeiramente tratando dos aspectos teóricos, onde descreve os conhecimentos necessários para a realização do estudo; no posteriormente, os materiais e métodos, onde se encontram todos os mecanismos utilizados e também as condições; logo após, resultados e discussões, onde trata de todas as análises e estudos do trabalho; e por fim, as conclusões e 2

12 recomendações, onde se encontra as terminações das análises realizadas e as indicações para se dá continuidade ao trabalho, se necessário. 1.1 OBJETIVO GERAL Esse trabalho têm como objetivo o estudo do processo de injeção de CO2 no método GAGD aplicado em um reservatório de óleo leve. 1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Analisar a injeção de CO2 (GAGD), utilizando poços horizontais para produção e verticais para injeção de gás, com auxílio do simulador GEM da CMG; Fazer um estudo da vazão de injeção, da distância entre os poços e da profundidade da completação do poço produtor, entre outros. 3

13 CAPÍTULO 2: ASPECTOS TEÓRICOS

14 2 ASPECTOS TEÓRICOS trabalho. Neste capítulo se encontra o embasamento teórico para o entendimento do 2.1 O PETRÓLEO A fonte energética que é abordada nesse trabalho é o Petróleo, que tem a sua origem na decomposição de matéria orgânica derivada de restos de animais e plantas, em rochas sedimentares, contando com um longo tempo de ações bacterianas e químicas, variando de acordo com o aumento da pressão e da temperatura para ser transformado em hidrocarboneto. É fato que a composição do petróleo é basicamente formada de hidrocarbonetos, porém também é possível encontrar outros componentes em menor quantidade como nitrogênio, enxofre, metano e sais. O Petróleo quando em estado líquido geralmente é denominado de óleo. Ainda existe o modo condensado quando é gás em subsuperfície e se torna líquido na superfície. E a denominação gás natural é referente à fração de petróleo que ocorre no estado gasoso ou em solução no óleo em reservatórios de subsuperfície. (CARDOSO, Luis Claudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2005). 2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO Sabe-se que os reservatórios de petróleo obtêm uma energia primária no qual ajuda na elevação do mesmo, entretanto, em alguns casos, essa energia não é o suficiente, e mesmo quando a energia é esgotada ainda é encontrado grande quantidade de hidrocarbonetos armazenados no reservatório. Dessa forma são procurados novos meios de obtenção dos hidrocarbonetos através de uma recuperação adicional, denominado Métodos de Recuperação, que é selecionada a partir da característica do reservatório. A dissipação da energia primária se deve ao fato da descompressão dos fluidos do reservatório e também pelas resistências encontradas pelos mesmos fluírem em direção 5

15 aos poços de produção. O consumo de energia primária reflete-se principalmente no decréscimo da pressão do reservatório durante a sua vida produtiva e consequente redução da produtividade dos poços (ROSA et al, 2011). O fluxograma ilustrado na Figura 2-1 mostra os diversos tipos de recuperação, sendo ela convencional ou especial, porém apenas o Método de Recuperação Especial Miscível será estudado, por ser o utilizado no trabalho. Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo MÉTODOS MISCÍVEIS Fonte: Autor. Holm (1986) descreve a miscibilidade como A habilidade de duas ou mais substâncias em formar uma fase simples e homogênea quando estão misturadas em todas as suas proporções. Por isso, para injetar um gás no reservatório pode ocorrer a miscibilidade ou a imiscibilidade. O deslocamento no modo miscível só é atingido sob específica combinação das seguintes condições: Temperatura do reservatório; Pressão do Reservatório; Composição do gás injetado; 6

16 Composição do óleo; No processo de recuperação miscível há a característica da ausência da interface entre os fluidos deslocantes e deslocados, reduzindo assim as forças capilares e interfaciais, já que mantendo essas forças o óleo fica retido no reservatório. Dessa forma, a opção por injeção de gás é considerado uma melhoria na recuperação do óleo, já que esse atua na pressão do reservatório e ajuda no deslocamento do óleo. Para isso ainda se tem, diversos tipos de injeção de gás para diferentes tipos de óleo, sendo eles: Injeção Contínua de Gás (Continius Gas Injection CGI); Injeção Alternada de Água e Gás (Water Alternating Gas WAG); Processo de Extração com Solvente (Vapor Extration Process VAPEX); Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (Gas Assisted Gravity Drainage GAGD); PROCESSO DO GAGD O método GAGD é formado por poço produtor horizontal e poço injetor vertical ou poço injetor horizontal, dessa maneira o gás é injetado dentro do reservatório e se acumula no topo por causa da segregação gravitacional forçando o óleo a se deslocar para parte inferior indo de encontro ao poço produtor, disposto horizontalmente acima da zona de água e na base do reservatório. A eficiência do varrido quando injetado o gás melhora quando é injetado continuamente, fazendo como que o efeito do varrido seja efetivado, varrendo toda a parte longitudinal. Esse processo dispensa a utilização da água melhorando a eficiência do deslocamento do óleo, também não aumenta a saturação da água no reservatório. Outro fator que ajuda bastante nesse processo é a gravidade. (NETO, Otacílio Maurício Damasceno Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD) aplicado a um reservatório de óleo leve). Sabe-se que a recuperação é melhor quando o processo é miscível do que quando é imiscível, e para que o CO 2 seja miscível é necessário que ele se mantenha acima da pressão mínima de miscibilidade, que é a pressão mínima para a homogeneidade entre gás injetado e o óleo do reservatório. 7

17 Para a utilização do processo GAGD é necessário primeiramente uma caracterização do reservatório contendo a espessura do reservatório, mapas estruturais do topo para definir os limites do reservatório, registros do poço e análise de testemunhos para definir a porosidade e permeabilidade. É também necessário a simulação de fluxo do reservatório para saber o comportamento das fases dos fluidos, ajustar o histórico da pressão e os dados de produção. Algo importante de ressaltar é que de início, o processo GAGD promove o deslocamento, mas posteriormente este proporciona o breakthrough,(chegada do gás ao poço produtor), que faz a eficiência ser reduzida, só não chegando a zero por causa das permeabilidades efetivas, capilaridades e efeitos do poço horizontal. Dessa forma, quem atua não é mais o mecanismo do deslocamento, mas sim o da gravidade, fazendo com que, pela segregação vertical, o fluído vá do topo para a base do reservatório e assim seja produzido, como mostrado na Figura 2-2. Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da injeção de CO 2. Fonte: BAUTISTA (2010, p.29) INJEÇÃO DE CO 2 Esse tipo de método de recuperação de Petróleo já vem sendo usada por mais de 40 anos, e já é comprovada que, de fato, produz uma melhoria na produção, contudo 8

18 atualmente esse método tomou maior espaço na indústria petrolífera por ser mais viável economicamente, além de também pode ser miscível ao petróleo. O CO 2 é uma substância simples, que possui uma forte atração pelo óleo, dissolvendo-se bem no mesmo, causando vaporização e expansão, e consequentemente deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Como sua temperatura crítica é de apenas 31ºC, e os reservatórios em sua maioria apresentam temperaturas mais elevadas do que essa, o CO 2 quando injetado, encontra-se no estado gasoso. O esquema de injeção de CO 2 são: Injeção contínua de CO 2 do início ao fim do projeto. Banco de CO 2 deslocado por água; Banco de CO 2 deslocado por gás de hidrocarbonetos; Banco de CO 2 deslocado por injeção alternada de água e CO 2 ; Banco de CO 2 deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos. No caso do trabalho realizado, foi utilizado a injeção continua de CO 2 do início ao fim do poço. 9

19 CAPÍTULO 3: MATERIAIS E MÉTODOS

20 3 MATERIAIS E MÉTODOS Este capítulo tem como finalidade a apresentação das ferramentas computacionais, do modelo físico do reservatório, do modelo de fluido e dos parâmetros analisados no trabalho proposto, ou seja, toda a parte de materiais e métodos necessários para se ter o estudo do reservatório sugerido. 3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS Foram utilizados os seguintes módulos do simulador computacional da CMG (Computer Modeling Group Ltd.) : Winprop, Builder e GEM WINPROP CMG Na sequência seguida pelo trabalho o Winprop foi a primeira ferramenta utilizada para fazer a implementação do modelo de fluido. O programa, que foi utilizado na versão 2012, utiliza equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico, com os objetivos a seguir: Caracterizar o fluido; Agrupar ( Lumping ) dos componentes; Ajustar os dados através de regressão; Simular o processor de contato múltiplo; Construir um diagrama de fases; Simular o experimento com os dados; Dessa forma, é possível avaliar o comportamento das fases gás/óleo no reservatório e analisar propriedades dos componentes para o simulador composicional GEM, como também para outros como IMEX ou STARS. 11

21 3.1.2 BUILDER CMG O Builder, que é uma ferramenta que auxilia na modelagem do reservatório para ser realizada a análise com os diferentes tipos de simuladores da CMG, sendo GEM, STARS e IMEX. Sendo assim, uma etapa de grande importância, pois conta com a criação de malhas e suas propriedades, localização dos poços, tanto injetores como produtores, importação do modelo de fluído, propriedades rocha-fluido, profundidade, condições iniciais e importação de dados de produção. Para a utilização desse programa é necessário saber: Descrever o modelo do reservatório; Modelo do fluido (gás injetado); Propriedades rocha-fluido; Condições iniciais do reservatório (pressão inicial, temperatura, profundidade, etc.); Descrever os poços injetores e produtores SIMULADOR GEM CMG Simulador GEM ( Generalized Equation of State Model compositional reservoir simulator ) contido na CMG é a primeira ferramenta computacional utilizada para modelar e simular com o estudo no GAGD. É o módulo para a modelagem do reservatório, principalmente quando estes são complexos, com complicadas interações no comportamento das fases que influem diretamente nos resultados dos meios de recuperação. Esse simulador é caracterizado por ser composicional se baseando na equação de estado para a modelagem do fluxo de multicomponentes, modelagem de processos miscíveis e imiscíveis, modelagem de qualquer tipo de reservatório, contando ainda com a composição do fluido e suas interações, por ter bastante importante no entendimento da recuperação. Dessa forma, o GEM é o simulador que permite que o método GAGD seja modelado e simulado de forma certa. 12

22 3.1.4 RESULTS GRAPH E RESULTS 3D Com a ajuda desses módulos, foram construídas figuras e gráficos com as simulações realizadas pelo GEM. De modo geral, possibilitando a análise do comportamento dos fluidos no interior do reservatório e realizar mudanças quando preciso. 3.2 MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO Nesta seção são mostrados os modelos usados no reservatório e a modelagem do modelo de fluido MODELO DE FLUIDO Tem-se como base os dados do experimento da composição do fluido, fator volume formação, razão de solubilidade em função da pressão, viscosidade, densidade do óleo, grau API e pressão de saturação, sendo assim ajustados ao modelo de fluido. Observa-se na Tabela 3-1 contém os multicomponentes. Tabela 3-1:Composição dos Componentes Componentes Porcentagem Molar Componentes Porcentagem Molar CO 2 _ inj 0,00 ic5 3,16 N 2 0,005 C6 8,53 CO 2 0,09 C7 8,41 C1 0,08 C8 14,17 C2 0,18 C9 9,57 C3 0,48 C10 7,95 ic4 1,30 C11 5,60 nc4 2,35 C12+ 40,07 13

23 Na Tabela 3-2 encontram-se os pseudo-componentes depois do agrupamento. Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes Componentes Fração Molar CO2_inj 0,0000 CO2 N C4 C IC4 NC C6 C C11 C C A Figura 3-1, Figura 3-2 e Figura 3-3 mostram respectivamente o fator volume formação, a razão de solubilidade e a viscosidade em função da pressão de bolha. Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão 14

24 Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão PERMEABILIDADES RELATIVAS As permeabilidades relativas água-óleo e líquido gás estão representadas pela Figura 3-4 e pela Figura 3-5, respectivamente. 15

25 Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido gás O envelope de fases mostrado na Figura.3-6 permite analisar o ajuste dos dois modelos dentro de uma pressão de referência, dessa forma pode-se analisar que o estudo do caso pode ser realizado já que as curvas ficaram bem ajustadas. Mesmo contendo características diferentes, é possível continuar o trabalho, uma vez que o fluido será utilizado apenas para baixas temperaturas e pressão, sendo assim a curva apresenta a mesma característica nessas condições. 16

26 Figura Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo Pseudocomponentes Ponto Crítico Multicomponentes MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO As características do reservatório estão bem demonstrado pela Tabela 3-3: Tabela 3-3: Características do reservatório Número total de blocos 9500 Dimensão em x (m) 1100 Dimensão em y (m) 875 Dimensão em z (m) 70 Número de blocos em i (m) 25 Número de blocos em j (m) 38 Porosidade (%) 21 Permeabilidade Horizontal, Kh (md) 750 Permeabilidade Vertical, Kh (md) 675 Compressibilidade da rocha (1/kPa) Contato água-óleo (m) 221 Espessura da última camada (m) 19 17

27 A Figura 3-7 mostra a vista 2D do reservatório a ser estudado antes de ser modelado na CMG. Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D A Figura 3-8 e a Figura 3-9 mostram as dimensões do reservatório construído. Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D) 18

28 Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS No modelo base foram utilizados 3 poços injetores verticais paralelos e acima do poço produtor, sendo esse apenas um poço horizontal acima da zona de contato águaóleo. Foram estudadas 3 configurações dos poços, sendo o primeiro com 3 injetores verticais e 1 produtor horizontal, como apresentado na Erro! Fonte de referência não encontrada.. Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor. 19

29 A segunda configuração de malha é composta por 3 injetores verticais e 2 produtores horizontais, como explicitada na Erro! Fonte de referência não encontrada.. Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores. 20

30 Por fim, a terceira configuração apresenta 6 injetores verticais e 2 produtores horizontais, como mostrado na Erro! Fonte de referência não encontrada.. 21

31 Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores. Depois de inserir todos os dados do fluido e do reservatório, foram efetivadas três configurações de malha e de poços. Dimensionado em 1100 metros de largura, 875m de comprimento e 70 metros de altura. Foi realizado também a mudança no fator de recuperação de acordo com a profundidade sendo alterada sendo essas profundidades configuradas em 483,2 m no topo, 486,2 m no meio e 488,9 m no fundo. 22

32 3.3 METODOLOGIA DE TRABALHO Para o desenvolvimento deste trabalho foram realizadas as seguintes etapas: 1. Modelagem do fluido através do WINPROP; 2. Modelagem do reservatório através do Builder; 3. Importação do modelo de fluido para o reservatório; 4. Estudo dos tipos de análises que podem ser feitas; 5. Análise realizada com 3 configurações, cada uma com 7 vazões e 3 profundidades distintas do poço produtor; 6. Análise de resultados; 23

33 CAPÍTULO 4: RESULTADOS E DISCUSSÃO

34 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES: Este capítulo apresenta os resultados e análises do projeto de recuperação com método (GAGD). As análises foram realizadas principalmente usando o fator de recuperação ou produção acumulada de óleo e alguns mapas 2D/3D. 4.1 ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE Na Figura 4-1 observa-se o fator de recuperação sem injeção de gás, mostrando que é necessário de fato a utilização de um método de recuperação, visto que só se tem 0,67% de fator de recuperação, tendo assim uma produção acumulada de 16125,7 m³. Dessa forma, também pode-se concluir que a energia natural do reservatório não é suficiente para obter uma boa vazão de óleo, tendo apenas 15 m³/dia por dia inicialmente, decaindo posteriormente. Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação Primária 25

35 4.2 ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA Foram realizados três tipos de configurações distintas e a analisadas para diferentes vazões de injeção e profundidade ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO A configuração 1 é composta por três injetores verticais paralelos no topo do reservatório e um poço produtor horizontal disposto um pouco acima da zona de água, no fundo do reservatório. A Figura 4-2 mostra o Fator de recuperação de óleo em função do tempo para as sete vazões de injeção. Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração 1 26

36 Logo observa-se que o maior fator de recuperação da primeira é obtido para o modelo com a injeção de 250 mil m³. Há uma grande diferença em relação aos outros modelos, até mesmo do fator de recuperação de 1 milhão na injeção de CO2. Na Tabela 4-1 se confirma a melhor injeção a ser utilizada, uma vez que na produção acumulada de óleo também se tem uma grande diferença na vazão de 250 mil m³. Mostrando ser a melhor injeção para ser utilizada nessa configuração. Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração 1 VAZÃO DE PRODUÇÃO INJEÇÃO POR ACUMULADA EM POÇO (m³) 20 ANOS (m³) 10 MIL ,5 25 MIL ,9 50 MIL ,3 100 MIL ,3 250 MIL MIL MILHÃO Na 27

37 Figura 4-3 pode-se entender que a vazão de 250 mil m³ de CO2 teve um melhor Fator de Recuperação do que as outras vazões maiores, uma vez que vê-se que as outras vazões não conseguiram ser injetadas por se ter um problema de injetividade, logo a vazão de 250 mil se sobrepõe diante das outras. 28

38 Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração 1 Ainda analisando esse caso foram vistos dois mapas de saturação de óleo que apresentam o maior e o menor fator de recuperação mostrando que o varrido para o modelo da maior vazão foi superior ao varrido para o de menor vazão no tempo de 20 anos. Para ter uma melhor análise pode-se analisar a Figura 4-4 e a Figura 4-5. Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão 29

39 Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão ANÁLISE DAS DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR Na 30

40 Figura 4-6, foi possível analisar como a diferença de profundidade da completação do poço produtor também altera no fator de recuperação, já que a vazão utilizada foi igual para os três casos, a vazão injetada, de 250 mil m³/dia, que foi a que apresentou o melhor fator de recuperação. As profundidades utilizadas foram 483,2 m no topo, 486,2 m no meio e 488,9 m no fundo. 31

41 Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 1 Pode-se analisar com a 32

42 Figura 4-6 que inicialmente o fator de recuperação tem um grande crescimento, e que a profundidade do topo apresenta melhor resultados que os outros dois, porém a partir de 2003, aproximadamente, as outras profundidades mostram maior resultados, concluindo então, que no fundo se obtém maior fator de recuperação. Na Tabela 4-2, ainda pode-se ver a produção acumulada pra diferentes profundidades, mostrando que a melhor profundidade a ser utilizada seria a mais funda por proporcionar uma melhor produção acumulada. Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração 1 PROFUNDIDADE PRODUÇÃO (m) ACUMULADA EM 20 ANOS (m³) Topo 483, Meio 486, Fundo 488, Portanto, para a configuração 1, a profundidade que apresenta o melhor fator de recuperação com a vazão de 250 m³/dia, é o mais profundo, com 488,9 m de profundidade ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 TRÊS INJETORES E DOIS PRODUTORES A configuração 2 apresenta três poços injetores verticais paralelos e dois poços horizontais também paralelos a uma distância de 150 metros, aproximadamente. Sabe-se que os poços injetores estão dispostos acima dos poços horizontais e que ambos se encontram acima da zona de água ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO 33

43 Na Figura 4-7 mostra todas as vazões de injeção utilizadas na configuração 2, dessa forma pode-se fazer a análise através do melhor fator de recuperação para cada modelo das vazões, observa-se que a vazão que apresentou o melhor fator de recuperação foi a vazão de 500 mil de CO2. Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração 2 E ainda com a Tabela 4-3 que consta a produção acumulada, pode-se fazer a conclusão que na configuração 2 a melhor vazão para ser utilizada é de fator a de 500 mil. Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração 2 VAZÃO PRODUÇÃO POR ACUMULADA POÇO (m³) EM 20 ANOS (m³) 10 MIL MIL MIL MIL MIL MIL MILHÃO

44 Na Figura 4-8 pode-se analisar a vazão de gás injetada nos poços injetores e percebe-se que a injeção de 1 milhão não se manteve contante como a vazão de injeção de 500 mil, sendo caracterizado como um problema de injetividade que explica o fato do fator de recuperação de 500 mil ser maior do que o de 1 milhão. Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração 2 35

45 Foi realizado a análise de mapas para a saturação de óleo, no ano de 2020 para verificar qual foi o melhor varrido. Visto que a Figura 4-9 apresenta a vazão de injeção de CO2 de 10 mil e a Figura 4-10 na vazão de 500 mil. Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil 36

46 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR A Figura 4-11 mostra a análise do Fator de Recuperação em diferentes profundidades com a maior vazão injetada que foi de 500 mil m³/dia, podendo concluir nos primeiros anos a melhor profundidade a ser utilizada seria a do meio, mas depois o poço mais profundo apresenta uma boa diferença diante das outras profundidades. Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 2 Segundo Tabela 4-4, a produção acumulada confirma a melhoria do poço mais profundo diante dos outros, apresentando um aumento de 18% em relação a produção acumulada mais próxima que é da profundidade intermediária. Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração 2 PROFUNDIDADE (m) PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³) Topo 483, Meio 486, Fundo 488, Pode-se concluir que para a melhor vazão que foi 500 mil m³/dia, a melhor profundidade foi a de 488,9m, pois apresenta melhor fator de recuperação. 37

47 4.2.3 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 SEIS INJETORES E DOIS PRODUTORES Na terceira configuração se têm seis poços injetores verticais e dois produtores horizontais, por isso para que a análise fosse proporcional foi necessário reduzir pela metade a injeção de CO2 por ter o dobro de poços produtores e assim se igualar a quantidade de gás dentro dos poços ANÁLISE DAS DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO Na Figura 4-12, pode-se analisar o fator de recuperação para diferentes vazões na terceira configuração, tendo como melhor vazão a de 500 mil, por se ter um alto fator de recuperação, cerda de 2,5% a mais do que o de 50 mil. Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração 3 38

48 Na Figura 4-13 com o gráfico da vazão de gás pode-se ter a certeza da escolha da vazão de 500 mil como a melhor opção, já que o gás é injetado constantemente. Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração 3 Juntamente com a Tabela 4-5 que reforça que 500 mil é a melhor vazão de CO2 para ser utilizada nessa configuração. Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração 3 VAZÃO (m³) PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³) 5 MIL ,5 MIL MIL MIL MIL MIL MIL

49 Com a saturação de óleo pode-se ver o melhor varrido de acordo com as diferentes vazões dentro do mesmo período do tempo, de 20 anos. Na Figura 4-14 tem a menor vazão e na Figura 4-15 com maior vazão. Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração 3 Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l 40

50 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR A análise da profundidade trouxe melhores resultados para o fator de recuperação, como mostrado na Figura A Figura 4-16 mostra que quanto maior a profundidade melhores os resultados do fator de recuperação, isso porque, no método GAGD o gás injetado empurra o óleo para baixo, então quanto mais profundo o poço, mais óleo consegue ser produzido. Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração 3 Juntamente com a Tabela 4-6, que ao mostrar em números a produção acumulada certifica que a vazão de 500 mil m³ de CO2 mostra ser a melhor alternativa diante das outras anteriormente mostradas. Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração 3 PROFUNDIDADE (m³) PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³) Topo 483, Meio 486, Fundo 488, Conclui-se que a melhor profundidade para a vazão com maior fator de recuperação foi a de 488,9 m, a maior profundidade. 41

51 4.3 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS Foram realizadas análises entre as três configurações construídas com a vazão e a profundidade que apresentaram o melhor fator de recuperação e a melhor produção acumulada, sendo elas, na primeira configuração a vazão de 250 mil m³, a segunda configuração, com vazão de 500 mil m³ e na terceira configuração, também a vazão de 500 mil m³, e em todos os casos a profundidade foi a mais funda com 488,6 m. Na Figura 4-17 pode-se fazer a análise da melhor configuração a partir da vazão de óleo em função do tempo, onde vê-se que no início dos 5 primeiros anos a vazão de óleo da configuração dois apresenta o ponto mais alto, porém no final dos 20 anos é a configuração que apresenta o menor resultado apresentando 3,62 m³/dia, menor até que a primeira configuração que consta com 4,95 m³/dia, logo conclui-se que a configuração com maior vazão de óleo é a configuração 3, com resultado de 5,06 m³/dia, sendo melhor do que as outras duas. Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações 42

52 Na Figura 4-18 vê-se que nos primeiros anos os melhores resultados foram da configuração 2, com três poços injetores e dois produtores horizontais, porém após o breakthrough essa configuração apresenta uma baixa constância e a configuração 3, que contém seis poços injetores verticais e dois produtores horizontais, apresenta o melhor resultado no fator de recuperação. Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados De acordo com a Tabela 4-7, percebe-se que a melhor produção acumulada depois de 20 anos é a da configuração 3 dando uma diferença de 20,38% a mais que a configuração 2 e 33,75% a mais que a configuração 1, dessa forma sendo a melhor configuração a ser usada a configuração 3 com a injeção de 500 mil m³ de CO2 por poço na profundidade mais funda analisada. 43

53 Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados CONFIGURAÇÃO PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³) CONF CONF CONF Fazendo uma observação na saturação de óleo ao longo do tempo pode-se ver o crescimento da área do varrido em três períodos ao longo dos 20 anos, nas duas melhores configurações, reforçando a melhor configuração a ser utilizada. Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 2 5 anos 10 anos 15 anos 44

54 Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 3 5 anos 10 anos 15 anos Diante das saturações de óleo e da vazão de óleo mostradas, situadas no mesmo plano e na mesma época, observa-se que onde teve o maior varrido foi na configuração 3. Mostrando assim ser a melhor escolha a ser tomada, necessitando antes de se fazer uma análise econômica para se ter a certeza da viabilidade econômica. 45

55 CAPÍTULO 5: CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

56 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES exposto. Nessa seção é mostrado a síntese das conclusões e recomendações do trabalho 5.1 CONCLUSÕES As conclusões que pode-se ter através da realização do trabalho são: De acordo com o estudo realizado, verificou-se que o uso do método estudado, o GAGD, de fato ajuda no aumento da produção de óleo do poço aumentando a recuperação em relação a recuperação primária do reservatório; Alterando a vazão de injeção de CO2 nos poços injetores, percebe-se o aumento da vazão da produção do óleo, principalmente nos primeiros anos, já que posteriormente ainda houve aumento, porém menor, mesmo sendo significante em alguns casos; As mudanças na profundidade também ajudaram no aumento de produção, visto que quanto mais fundo o poço produtor maior é o fator de recuperação. As diferentes configurações dos poços, ajudam também a influenciar no aumento do fator de recuperação do óleo. Neste caso, a configuração com 6 poços injetores e 2 produtores, com a injeção de 500 m³/dia de CO2 apresentou o melhor resultado; 47

57 5.2 RECOMENDAÇÕES Efetuar um estudo econômico para estudar a viabilidade econômica do projeto, podendo assim saber com mais exatidão a melhor configuração a ser escolhida por ser acessível; Alterar as configurações dos poços, mudando a posição dos injetores e/ou a profundidade do poço produtor; Fazer o estudo do caso com o mesmo processo GAGD, porém com outros tipos de gás sendo injetados, como metano, propano para determinar qual melhor gás a ser utilizado; Realizar uma injeção alternada ou com paradas para analisar os resultados; 48

58 REFERÊNCIAS

59 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA BARILLAS, Jennys Lourdes Meneses - Estudo do processo de drenagem gravitacional de óleo com injeção contínua de vapor em poços horizontais, Natal-RN, BAUTISTA, E. V. : Análise Paramétrica da simulação Composicional do Processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (GAGD). Dissertação de Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal-RN. CARDOSO, Luis Claudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, GARCIA, Caroline Suzy Injeção de CO2 em reservatórios de óleos leves com característica do nordeste brasileiro. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil. NETO, Otacílio Maurício Damasceno Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD) aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil, ROSA, A. J.; CARVALHO, R. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, Slide Share Método de Recuperação de Petróleo, Injeção Miscível de CO2 Disponível em: < Acessado em 10 de outubro de Slide Share - Geologia do Petróleo -. Disponível em: < Acessado em 06 de outubro de