UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CT CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA CCET

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1 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.

2 ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS CINDY PAMELA AGUIRRE RUIZ Natal / RN, 17 de Fevereiro de 2012

3 Cindy Pamela Aguirre Ruiz ESTUDO COMPARATIVO DA INJEÇÃO DE ÁGUA USANDO POÇOS VERTICAIS E HORIZONTAIS Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo PPGCEP, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciência e Engenharia de Petróleo. Aprovado em de de Profª.Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas Orientadora - UFRN Prof. Ph D. Tarcilio Viana Dutra Jr. Membro Interno - UFRN Prof. Dr. Wilson Da Mata Membro Interno - UFRN Prof. Dr. Antonio Gilson Barbosa de Lima Membro Externo - UFCG iv

4 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 TTHW TM 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. v

5 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 TTHW TM 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 TTHW TM 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. vi

6 Dedicatória A Deus A minha Mãe vii

7 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. viii

8 Índice 1 Introdução Fundamentos Teóricos Reservatório de hidrocarbonetos Classificação geológica Classificação segundo o ponto de bolha Classificação em função do estado dos fluidos Classificação devido ao mecanismo de produção primária Métodos de Produção de Hidrocarbonetos Mecanismos de produção primária Influxo de água Gás em solução Capa de gás Expansão da rocha e dos fluidos Drenagem gravitacional Mecanismos de recuperação melhorada convencionais Injeção de água Fatores que controlam a recuperação de óleo Geometria do reservatório Litologia Profundidade do reservatório Porosidade Permeabilidade Continuidade das propriedades da rocha Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas Tipos de poços Poços Verticais Poços Horizontais Tipos de Injeção Injeção periférica ou externa... 41

9 2.8.2 Injeção em arranjos ou injeção dispersa Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHW TM ) Planejamento de experimentos Diagrama de Pareto Superfícies de Resposta Estimativa de Custos Valor Presente Líquido (VPL) Estado da Arte Materiais e Métodos Ferramenta Computacional WinProp CMG Builder - CMG STARS CMG Propriedades do fluido Composição Viscosidade do fluido Permeabilidades Relativas Modelo da Malha Modelo Retangular Homogêneo Propriedades do reservatório Descrição das condições de operação Modelos de Configurações de Poços Estudados Configuração de poços de 5 Pontos Configuração do Poço Horizontal Central (PH Central) Configuração de poços TTHW TM Metodologia de Trabalho Resultados e Discussões Comparação entre os modelos com e sem injeção de água Análise dos Mapas de Saturação de Água Análise de sensibilidade Análise do maior e menor Fator de Recuperação para cada Configuração x

10 5.3 Fator de Recuperação (FR) em função do Volume Poroso Injetado (VPI) FR em função do VPI para a espessura de 12 m FR vs. VPI para a espessura de 36 m Influência da espessura da zona de óleo Estimativa de Custos Análise do custo inicial em função do número de poços perfurados para cada configuração Análise do Valor Presente Líquido (VPL) Conclusões e Recomendações Conclusões Recomendações Referências Bibliográficas Anexos Razão Água/óleo VPL das configurações PH Central e TTHW xi

11 Lista de Figuras Figura 2-1 Classificação dos Métodos de Produção Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás Figura 2-5 Esquema de deslocamento de água e petróleo Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de Água Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento Figura 2-9 Injeção Periférica Figura 2-10 Configuração "5- Spot" Figura 2-11 Configuração "7- Spot" Figura 2-12 Configuração "9- Spot" Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade Figura 4-2 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de água Figura 4-3 Curvas de Permeabilidades Relativas e Saturação de Líquidos Figura 4-4 Malha Retangular Homogênea (Vista 3D) Figura 4-5 Malha Retangular Homogênea (Vista lateral) Figura 4-6 Configuração de 5 Pontos Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central) Figura 4-8 Configuração Toe-to-Heel Waterflooding (TTHW) Figura 5-1 Produção primária Figura 5-2 Razão de óleo na produção primária 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 Figura 5-5 Mapa de Saturação de 5 Pontos ( 5-Spot ) Figura 5-6 Mapa de Saturação de PH Central Figura 5-7 Mapa de Saturação de TTHW Figura 5-8 Diagrama de Pareto para FR = 20 anos Figura 5-9 Superfície de Resposta: Espessura vs. Configuração Figura 5-10 Superfície de Resposta: Vazão vs. Configuração xii

12 Figura 5-11 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Configuração Figura 5-12 Superfície de Resposta: Permeabilidade Horizontal vs. Espessura Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs. Permeabilidade Horizontal Figura 5-14 Mapa de Saturação, 5 Pontos, Casos 75 e Figura 5-15 Mapa de Saturação, PH Central, Casos 78 e Figura 5-16 Mapa de Saturação, TTHW, Casos 81 e Figura 5-17 FR vs. VPI: 5 Pontos para três vazões de injeção (12 m) Figura 5-18 FR vs VPI: 5-Spot, para três vazões de injeção (12 m) Figura 5-19 FR vs VPI: PH Central, três vazões de injeção (12 m) Figura 5-20 FR vs VPI: TTHW, para três vazões de injeção (12 m) Figura 5-21 Três Configurações a 375 m 3 std/dia (12 m) Figura 5-22 Três Configurações a 375 m 3 std/dia (12 m) Figura 5-23 Três Configurações a 750 m 3 std/dia (12 m) Figura 5-24 Três Configurações a m 3 std/dia (12 m) Figura 5-25 FR vs. VPI: 5-Spot para três vazões (36m) Figura 5-26 FR vs. VPI: PH Central para três vazões (36 m) Figura 5-27 FR vs. VPI: TTHW para três vazões (36 m) Figura 5-28 FR vs. VPI: Três Configurações a 375 m 3 std/dia (36 m) Figura 5-29 FR vs. VPI: Três Configurações a 750 m 3 std/dia (36 m) Figura 5-30 FR vs. VPI: Três Configurações a m 3 std/dia (36 m) Figura 5-31 FR vs. VPI: 5 Pontos, curvas de 12 e 36 m a 375 m 3 std/dia Figura 5-32 FR vs. VPI: PH Central para 12 e 36 m a 375 m 3 std/dia Figura 5-33 FR vs. VPI: TTHW para 12 e 36 m a 375 m 3 std/dia Figura 5-34 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 1 (Preço de Inj. 1,06 R$/Bbl) Figura 5-35 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Inj. 10,6 R$/Bbl) Figura 5-36 Comparativo do VPL para 5 Pontos, Cenário 2 (Preço de Inj. 53,0 R$/Bbl) Figura 5-37 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl) xiii

13 Figura 5-38 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl) Figura 5-39 Comparativo do VPL entre as 3 configurações, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl) Figura 5-40 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl) Figura 5-41 Produção acumulada de óleo anual, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl) 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$/Bbl) Figura 6-3 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl) Figura 6-4 Comparativo do VPL para PH Central, Cenário 3 (Preço Injeção = 53,0 R$/Bbl) Figura 6-5 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 1 (Preço Injeção = 1,06 R$/Bbl) Figura 6-6 VPL Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 2 (Preço Injeção = 10,6 R$/Bbl) Figura 6-7 Comparativo do VPL para TTHW, Cenário 3 (Preço Injeção= 53 R$/Bbl) xiv

14 Lista de Tabelas Tabela 2-1 Planejamento Fatorial Tabela 4-1 Composição do Fluido Tabela 4-2 Propriedades Malha Retangular Homogênea Tabela 4-3 Propriedades do Reservatório Tabela 4-4 Parâmetros de Operação dos Poços Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade Tabela 5-2 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=12m) Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m) Tabela 5-4 Conf. De 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (12 m) Tabela 5-5 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (12 m) Tabela 5-6 Conf. TTHW TM : Maior e Menor valor de FR (12 m) Tabela 5-7 Conf. 5 Pontos: Maior e Menor valor de FR (36 m) Tabela 5-8 Conf. PH Central: Maior e Menor valor de FR (36 m) Tabela 5-9 Conf. TTHW TM : Maior e Menor valor de FR (36m) Tabela 5-10 Tabela de valores FR vs. VPI Tabela 5-11 Equivalência econômica dos poços segundo a posição na malha Tabela 5-12 Relação Econômica entre Poços Verticais e Horizontais Tabela 5-13 Descrição dos três cenários para a avaliação econômica Tabela 5-14 Comparação do VPL máximo entre as três configurações de poços xv

15 Nomenclatura e abreviações API Grau API do óleo E A 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 m 3 std PAF Preço médio de água potável R$/m 3 std PAT Preço médio do custo de tratamento de água R$/m 3 std Po Preço internacional do barril de petróleo R$/m 3 std Q Vazão de injeção m 3 std/dia T Temperatura C t Tempo ano VPI Volume poroso injetado adimensional VPL Valor presente líquido R$ xvi

16 Wi Volume de água injetada m 3 std/dia Wp Volume de água produzido m 3 std/dia xvii

17 Capítulo I Introdução

18 Capitulo I: Introdução 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 19

19 Capitulo I: Introdução 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. 20

20 Capítulo II Fundamentos Teóricos

21 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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) 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. 22

22 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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. 23

23 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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; 24

24 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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 subdivididas 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 25

25 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Recovery ) poderiam ser aplicados como operações secundárias as em lugar da injeção de água. Esta ação pode ser determinada por fatores como a natureza do processo terciário, a disponibilidade dos fluidos a serem injetados e a economia. Por exemplo, se antes de aplicar um processo terciário se observasse que uma injeção de água diminuiria sua efetividade,, então a etapa de injeção de água poderia ser descartada (Rosa, 2006). A Figura 2-1 mostra uma breve descrição doss diferentes métodos de produção na indústria do petróleo. Figura 2-1 Classificação dos Métodos de Produção. Atualmente se usa o termo Recuperação Avançada A de Óleo (em inglês, IOR Improved Oil Recovery ) paraa englobarr quaisquer métodos ou técnicas não convencionais ou modernas que tenham o objetivo de aumentar a 26

26 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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) 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). 27

27 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Figura 2-2 Produção primária por Influxo de Água. (Fonte: Willhite, 1986) 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). 28

28 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Figura 2-3 Produção primaria por Influxo de Gás em Solução. (Fonte: Willhite, 1986) 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). 29

29 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Figura 2-4 Produção primária por Capa de Gás. (Fonte: Willhite, 1986) 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). 30

30 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 Nesta época, se pensou que a função principal da injeção de água era a de manter a pressão no reservatório. Essa idéia foi 31

31 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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 32

32 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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) 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 33

33 Capitulo II: Fundamentos Teóricos (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) 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) 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 34

34 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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) 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. 35

35 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de Água. (Fonte: Archer e Wall, 1986) 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). 36

36 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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. 37

37 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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). 38

38 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 Poços Verticais Os poços de tipo vertical foram os primeiros utilizados na indústria do petróleo. Eles possuem diferentes diâmetros, sendo a seção de maior 39

39 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 Poços Horizontais A criação e uso de poços inclinados e horizontais foi implementada na indústria do petróleo a partir de 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 40

40 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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) 41

41 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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. 42

42 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 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). 43

43 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Figura 2-11 Configuração "7- Spot". (Fonte: Rosa, 2006) Figura 2-12 Configuração "9- Spot". (Fonte: Rosa, 2006) 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 44

44 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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). 45

45 Capitulo II: Fundamentos Teóricos Injeção com poços injetores verticais e produtores horizontais (Toe-to-Heel Waterflooding, TTHW TM ) O método foi desenvolvido por Alex Turta et. al., e foi realizado a partir do êxito obtido com o método THAI TM (Toe-to-Heel Air Injection). O método THAI TM 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. 46

46 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 47

47 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 48

48 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 (2 2 =4, 2 3 =8, 2 4 =16, 2 5 =32, 2 6 =64,..., 2 k ). 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 n 1 níveis do fator 1, n 2 do fator 2,..., n k do fator k, o planejamento será um fatorial n 1 x n 2 x... x n k. Isso necessariamente não significa que serão realizados apenas n 1 x n 2 x... x n k experimentos, já que esse é o número mínimo de ensaios requeridos para um planejamento fatorial completo. 49

49 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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 2 k (Barillas, 2008). Como exemplo, a Tabela 2-1 mostra um planejamento fatorial 2 2 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 2 2 Exp. Temperatura ( C) Catalisador Rendimento médio (%) 1 40 A A B 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 y i a resposta média observada no i- ésimo experimento, se pode escrever segundo a Equação (2.1): 50

50 Capitulo II: Fundamentos Teóricos T T ( y2 y1) + ( y4 y3) = (2.1) 2 ( 90 59) + ( 68 58) = = 22,5% 2 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): ( y2 y4) ( y1 y3) T = + (2.2) 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): ( y3 y4) ( y1 y2) C = y+ y = + (2.3) 2 2 C = 13,5% 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 51

51 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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): ( y4 y3) ( y2 y1) T C = + (2.4) T C = TC = = 8,5% 2 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) 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. 52

52 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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) 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. 53

53 Capitulo II: Fundamentos Teóricos 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): VPL = n t = FC t t 1 (1 + i ) (2.5) onde: VPL = Valor Presente Liquido (R$) FC t = Fluxo de Caixa (anual) t = tempo (anos) n = duração total do projeto i = taxa de desconto anual. Para este trabalho foi utilizada a Equação (2.6) como o valor do FC t : FC t = Ganho na produção de óleo (R$) Gastos de Tratamento de água (R$) (2.6) Ganho na produção de óleo = Np anual x P O x 6,28 Gastos de Injeção de água = ( Wi anual x P AF ) + ( Wp anual x P AT x 6,28) 54

54 Capitulo II: Fundamentos Teóricos onde: Np anual = Produção acumulada de óleo anual (m 3 std) P O = Preço internacional do óleo (R$/Bbl) Winj anual = Volume de água injetada anualmente (m 3 std) Wp anual = Volume de água produzida anualmente (m 3 std) PAF= Preço médio da água potável (R$/ Bbl) PAT= Preço médio do custo de tratamento da água produzida (R$/ Bbl) 1 m 3 = 6,289 Bbl 55

55 Capítulo III Estado da Arte

56 Capitulo III: Estado da Arte 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 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 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 Em 1992, o conceito da utilização de poços horizontais para a injeção de água foi introduzido por Tabber, como um método para melhorar o 57

57 Capitulo III: Estado da Arte 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 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 58

58 Capitulo III: Estado da Arte 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 cm 3 ; 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 ºC, 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 59

59 Capitulo III: Estado da Arte 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. 60

60 Capítulo IV Materiais e Métodos

61 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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 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 62

62 Capitulo IV: Materiais e Métodos componentes para os diferentes simuladores da CMG, como o GEM, IMEX, e STARS 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 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.). 63

63 Capitulo IV: Materiais e Métodos 4.2 Propriedades do fluido 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/cm 2 (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/cm 3 Massa molecular: 807 Pressão de saturação: 7 kgf/cm 2 (102,41 psi) 64

64 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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. Viscosidade do Óleo (cp) Pressão (psia) Viscosidade do óleo Viscosidade Experimental do óleo Viscosidade do gás Viscosidade do Gás (cp) Figura 4-1 Ajuste da Viscosidade (WinProp) 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. 65

65 Capitulo IV: Materiais e Métodos kr Sw Permeabilidade Relativa do Gás (krg) Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog) Figura 4-2 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de água (Sw) kr Sl Permeabilidade Relativa do Gás (krg) Permeabilidade Relativa Óleo/Gás (krog) Figura 4-3 Curvas de Permeabilidade Relativa (Kr) e Saturação de Líquidos (Sl) 66

66 Capitulo IV: Materiais e Métodos 4.3 Modelo da Malha 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. 67

67 Capitulo IV: Materiais e Métodos 773 m 773 m 12 m 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. 68

68 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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 (m 3 std) ,00 Volume original de água (m 3 std) ,00 Espessura do óleo (m) 12,00 Profundidade do reservatório (m) 489,00 Porosidade, (%) 0,28 Permeabilidade Horizontal, K H (md) 630,00 Relação de Permeabilidades, K V /K H 0,10 Profundidade 489,00 Compressibilidade da rocha (1/kPa) 2,1x 10-0,6 69

69 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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 (m 3 std/dia) 5.000, 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 TTHW TM e a terceira é uma configuração que surgiu a partir deste estudo 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 70

70 Capitulo IV: Materiais e Métodos quanto para a produção. Devidoo ao tamanho do reservatórioo modelado, a configuração está composta por quatro malhas, dando como resultado final o uso de 13 poços, 4 injetores e 9 produtores. A Figura 4-6 mostraa a localização dos poços no modelo utilizado. Vista Superiorr Vista La Figura 4-6 Configuração de 5 Pontos Configuração do Poço Horizontal Central (PH Central) A proposta desta configuração surgiu a partir daquelaa denominada Face-to-Face, onde dois poços horizontais paralelos foram usados. Um deles era o injetor e o outroo o produtor. No entanto, segundo a bibliografia, foi concluído que os injetores verticais têm mais estabilidadee e do que os horizontais, o que concordava com as características do processo Toe-to- Heel. No início do desenvolvimento desta configuração, o poço horizontal 71

71 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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. Vista Superior Vista Latera Prod.- 01 Inj.- 06 o Inj.- 04 o Inj.- 01 Prod.- 01 o Inj.- 05 o Inj.- 02 o Inj.- 06 o Inj.- 03 Figura 4-7 Configuração Produtor Horizontal Central (PH Central) Configuração de poços TTHW TM A configuração TTHW TM 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

72 Capitulo IV: Materiais e Métodos Vista Superior Vista Lateral Prod.- 01 Prod.- 02 Prod.- 03 Inj.- 02 Inj.- 01 o Inj.- 02 o 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 73

73 Capitulo IV: Materiais e Métodos 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. 74

74 Capítulo V Resultados e Discussões

75 Capitulo V: Resultados e Discussões 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, 76

76 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 77

77 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 m 3 std no primeiro dia de produção. Na sequência tem-se a curva da configuração PH Central, com uma vazão máxima de m 3 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 m 3 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 m 3 std/dia, sendo que depois do segundo ano de produção, as vazões diárias para cada configuração são menores que 1 m 3 std. 78

78 Capitulo V: Resultados e Discussões 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, 79

79 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 m 3 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 m 3 std/dia). Apresenta também os resultados da produção primária, que devido à semelhança entre eles está representada pela curva de 5 Pontos. 80

80 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 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 (E A ) 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 81

81 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 m 3 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 82

82 Capitulo V: Resultados e Discussões 10 anos 20 anos 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. 83

83 Capitulo V: Resultados e Discussões Mapas de saturação de água para a configuração PH Central A Figura 5-6 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 84

84 Capitulo V: Resultados e Discussões 10 anos 20 anos 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. 85

85 Capitulo V: Resultados e Discussões Mapa de Saturação para a Configuração TTHW A Figura 5-7 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 10 anos 86

86 Capitulo V: Resultados e Discussões 20 anos 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 TTHW TM, 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 2 1 x3 4 com 162 casos em total. 87

87 Capitulo V: Resultados e Discussões Tabela 5-1 Fatores estudados na Análise de Sensibilidade. Nível Nível Nível Parâmetro mínimo Intermediário máximo (-1) (0) (1) Espessura h, (m) Relação de Permeabilidades Kv/Kh 0,05 0,1 0,3 Permeabilidade Horizontal, Kh (md) Configuração de poços (Conf.) 5-Spot PH Central TTHW Vazão Q (m 3 std/dia) 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 (m 3 std/dia) FR 20 (%) , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , Pontos , , PH Cent , , TTHW , , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , TTHW ,41 88

88 Capitulo V: Resultados e Discussões , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , TTHW , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , TTHW , , PH Cent , , TTHW , , Pontos , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , Pontos ,13 89

89 Capitulo V: Resultados e Discussões , Pontos , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , TTHW , , Pontos , , TTHW , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , Pontos , , TTHW ,45 Tabela 5-3 Resultados dos 81 Casos Simulados (H=36m). N Exp. H (m) Kv/Kh Kh (md) Conf. Q (m 3 std/dia) FR 20 (%) , PH Cent , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , PH Cent , , TTHW , , PH Cent , , TTHW , , Pontos , , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , Pontos , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , Pontos ,75 90

90 Capitulo V: Resultados e Discussões , Pontos , , Pontos , , PH Cent , , TTHW , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , TTHW , , TTHW , , Pontos , , Pontos , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , Pontos , , Pontos , , PH Cent , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , Pontos ,92 91

91 Capitulo V: Resultados e Discussões , PH Cent , , PH Cent , , Pontos , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , TTHW , , Pontos , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , TTHW , , Pontos , , TTHW , , PH Cent , , Pontos , , TTHW , , Pontos ,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. 92

92 Capitulo V: Resultados e Discussões 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. 93

93 Capitulo V: Resultados e Discussões 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, 94

94 Capitulo V: Resultados e Discussões 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. 95

95 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 96

96 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 97

97 Capitulo V: Resultados e Discussões 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. 12 m; 5 Pontos; m3/dia 36 m; 5 Pontos; 375 m3/dia 36 m; PH Central; 375 m3/dia Figura 5-13 Superfície de Resposta: Relação de Permeabilidades vs. Permeabilidade Horizontal. 98

98 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 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, 99

99 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 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 , Pontos ,92 3 0, Pontos , , Pontos ,49 2 0, Pontos , , Pontos , , Pontos ,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 m 3 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 m 3 std/dia). As diferenças entre esses dois casos são a Relação de Permeabilidades e a Permeabilidade Horizontal; 100

100 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 m 3 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 75 Caso

101 Capitulo V: Resultados e Discussões 10 Anos Caso 75 Caso Anos Caso 75 Caso 73 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 m 3 /dia CASO 73: Kv/Kh=0,30; Kh=1.200 md; Q=375 m 3 /dia A diferença entre os casos da Figura 5-14 é a vazão de injeção. Para o caso 75 a vazão de injeção é m 3 std/dia e para o caso 73 é de 373 m 3 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

102 Capitulo V: Resultados e Discussões 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 , PH Central ,16 6 0, PH Central , , PH Central ,50 5 0, PH Central , , PH Central ,40 4 0, PH Central ,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. 1 Ano Caso 78 Caso 4 103

103 Capitulo V: Resultados e Discussões 5 Anos Caso 78 Caso 4 10 Anos Caso 78 Caso 4 20 Anos Caso 78 Caso 4 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 m 3 /dia CASO 4: Kv/Kh=0,05; Kh=315 md; Q=375 m 3 /dia 104

104 Capitulo V: Resultados e Discussões 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. TTHW TM : Maior e Menor valor de FR (12 m) N Exp. Kv/Kh Kh Conf. Vazão FR , TTHW ,65 9 0, TTHW , , TTHW ,41 8 0, TTHW , , TTHW ,47 7 0, TTHW ,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 105

105 Capitulo V: Resultados e Discussões 1 Ano Caso 81 Caso 7 5 Anos Caso 81 Caso 7 10 Anos Caso 81 Caso 7 106

106 Capitulo V: Resultados e Discussões 20 Anos Caso 81 Caso 7 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 m 3 /dia CASO 7: Kv/Kh=0,05; Kh=315 md; Q=375 m 3 /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. 107