ANÁLISE DE INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E CO2 (WAG-CO2) EM RESERVATÓRIOS SEMELHANTES AOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO ANÁLISE DE INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E CO2 (WAG-CO2) EM RESERVATÓRIOS SEMELHANTES AOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO Novembro 2017 NATAL, RN

2 ANÁLISE DE INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E CO2 (WAG-CO2) EM RESERVATÓRIOS SEMELHANTES AOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Orientador (a): Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior Co-orientador (a): Ph.D. Jennys Lourdes Meneses Barillas Novembro 2017 NATAL, RN ii

3 iii

4 HERMES, Bernardo. Análise de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG-CO2) em reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Palavras-Chaves: Reservatório, simulação numérica, injeção de CO 2, injeção de água, présal brasileiro, injeção alternada de água e gás (WAG). Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior RESUMO A injeção alternada de água e dióxido de carbono (WAG-CO2), método de recuperação avançado de óleo, utiliza da injeção de água e gás, normalmente miscível para proporcionar um aumento na produção e no fator de recuperação do óleo. Com a descoberta dos reservatórios na camada pré-sal brasileira, reservas com grandes volumes de óleo leve (entre 28 a 30 API), com alto volume de gás e contendo alto teor de CO2 (8-12%), este gás ganhou destaque. Trata-se de um desafio quanto à produção sustentável, tendo em vista que se trata de um gás de efeito estufa. A presente pesquisa teve como objetivo analisar o método WAG-CO2 em comparação com a injeção de água e a injeção de CO2 miscível. A simulação para diferentes modelos foi feita através do GEM (Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), na simulação computacional, inicialmente foi feita a modelagem de um fluido leve e um reservatório com características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, em seguida foram simulados diferentes modelos de injeção modificando e ajustando parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção, quantidade de poços e ordem de injeção. Os resultados proporcionaram uma visão ampla do comportamento deste método e sua influência sobre o fator de recuperação do óleo, que apresentou um aumento de, aproximadamente, oitenta pontos percentuais. iv

5 HERMES, Bernardo. Análise de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG-CO2) em reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Keywords: Reservoir, numerical simulation, CO 2 flooding, water flooding, Brazilian Pré-sal, alternating injection of water and gas WAG. Tutor: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior ABSTRACT The alternating injection of water and carbon dioxide (WAG-CO2) enhanced oil recovery method utilizes the injection of water and gas, normally miscible to improve production and oil recovery factor. With the discovery of reservoirs in Brazilian presalt layer with large reserves of light oil volumes (between 28 and 30 API), a high volume of gas and containing high CO2 content (8-12%), this gas has stood out. This is a challenge for sustainable production, given that it is a greenhouse gas. This study aimed to analyze the WAG-CO2 method compared to the injection of water and the injection of CO2 miscible. The simulation for different models was made through the GEM (Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) CMG (Computer Modeling Group) in computational simulation, modeling a lighter fluid and a reservoir with characteristics similar to Brazilian pre -salt, then different models of injection were simulated changing and adjusting operating parameters such as flow injection, number of wells, order of injection. The results provided a broad view of the behavior of this method and its influence on the oil recovery factor, which showed an increase of approximately eighty percentage points. v

6 DEDICATÓRIA A Deus e aos meus pais, Marli Nunes e Claudinei Hermes. Sou imensamente grato. vi

7 AGRADECIMENTOS Acima de tudo a Jesus, pois somente por obra Dele concluí mais uma etapa da minha trajetória. Todos os aplausos são para ti, ó Deus. À toda a minha família, principalmente aos meus pais, Marli Nunes e Claudinei Hermes e ao meu irmão, Guilherme Hermes, por todo o apoio, carinho e incentivo. À minha amiga Luana Dias, por todo carinho e companheirismo, e por sempre acreditar em mim. A todos os meus amigos do curso, que sempre estiveram prontos a estender a mão. Sinto-me honrado por ter feito parte desta turma. final. Aos meus amigos da Igreja Emanuel de Macaíba, que muito me apoiaram nesta fase A todos os meus professores do Departamento de Engenharia de Petróleo, por todo o conhecimento passado, em especial ao meu orientador Dr. Tarcilio Viana, à minha coorientadora Dr. Jennys Lourdes e ao professor Dr. Edney Rafael. Ao suporte financeiro da ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, do FINEP Financiadora de Estudos e Projetose do MCTI- Ministério da Ciência, Tecnologia e Informação por meio do programa de Recursos Humanos da ANP para o setor de Petróleo e Gás PRH43 ANP/MCTI. À CMG, pelo software concedido. obrigado. E a todos que direta ou indiretamente fizeram parte da minha formação, o meu muito vii

8 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ASPECTOS TEÓRICOS Reservatórios do Pré-sal brasileiro Métodos de Recuperação de Petróleo Métodos Convencionais Injeção de Água Métodos Especiais Injeção miscível de CO Injeção Alternada de água e CO2 (WAG-CO2) MATERIAS E MÉTODOS Simulação Numérica Ferramentas Computacionais Modelagem do Fluido Composição Viscosidade do Fluido Diagrama de Fases Modelagem do Reservatório Características da rocha reservatório Condições operacionais do reservatório Metodologia para realização do trabalho RESULTADOS E DISCUSSÕES Recuperação primária Análise da injeção de água Análise da injeção de gás CO2 miscível...37 viii

9 4.4 Análise da injeção alternada de água e CO2 miscível (WAG-CO2) Estudo da ordem de injeção dos fluidos Análise de diferentes vazões de injeção de CO Análise de diferentes vazões de injeção de água CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...48 ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Profundidade típica alcançada por um poço no pré-sal...2 Figura 2.1: Profundidade típica de um poço no pré-sal...7 Figura 2.2: Diagrama dos Métodos de Recuperação Suplementar...8 Figura 2.3: Esquema de Injeção de Água...10 Figura 2.4: (A) Escoamento com a presença de viscous fingering; (B) escoamento com deslocamento...11 Figura 2.5: Classificação dos métodos especiais de recuperação de óleo (EOR)...13 Figura 2.6: Esquema de injeção de CO Figura 3.1: Ajuste de viscosidade...22 Figura 3.2: Ajuste da densidade do fluido...23 Figura 3.3: Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação...24 Figura 3.4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado...25 Figura 3.5 Malha nine-spot normal...26 Figura 3.6 Modelagem 3D do reservatório (1 malha)...27 Figura 3.7 Modelagem 3D do reservatório (4 malhas)...28 Figura 4.1 Fator de recuperação primária...33 Figura 4.2 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (1 malha)...34 Figura 4.3 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (4 malhas)...35 Figura 4.4 Vazão de Injeção total de Água no reservatório...37 Figura 4.5: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de gás...38 Figura 4.6 Comparativo dos três métodos de recuperação suplementar...40 Figura 4.7 Comparativo do WAG para diferentes ordens de injeção...41 Figura 4.8 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de CO Figura 4.9 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de água...43 x

11 LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 Composição do fluido do reservatório no experimento PVT...21 Tabela Agrupamento do fluido em pseudocomponentes...21 Tabela Características do modelo físico do reservatório...26 Tabela Características da rocha reservatório...28 Tabela Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas...29 xi

12 LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS ANP API CO2 CO2 EOR EOR FR WAG GEM Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível American Petroleum Institute Dióxido de Carbono Injeção de dióxido de carbono para a recuperação avançada de óleo Enchanced Oil Recovery Fator de Recuperação Water Alternating Gas Generalized Equations-of-state Model Compositional Reservoir Simulator xii

13 CAPÍTULO I INTRODUÇÃO 1

14 1 INTRODUÇÃO Principal fonte de energia não renovável do Brasil e de grande importância para a economia brasileira, o petróleo é explorado ao longo do território nacional em campos terrestres e marítimos, incluindo no fundo do oceano, abaixo de uma camada de pré-sal, onde grandes volumes de óleo leve foram encontrados. A camada pré-sal está localizada sob as camadas pós-sal e sal, como está ilustrado na FIGURA 1.1, e pode chegar a mais de sete mil metros abaixo da superfície do mar. O petróleo encontrado nessa área engloba três bacias sedimentares (Santos, Campos e Espírito Santo), e a capacidade estimada da reserva pode proporcionar ao Brasil a condição de exportador de petróleo. A Petrobras apresenta um volume expressivo produzido por poço no pré-sal da Bacia de Santos, em torno de 25 mil barris por dia, o que está muito acima da média da indústria. (PETROBRAS, 2017) Figura 1.1 Profundidade típica alcançada por um poço no pré-sal. Fonte: PETROBRAS,

15 A província pré-sal, um polígono com cerca de 800 km de extensão por 200 km de largura, no litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, representa o principal conjunto de rochas com potencial para gerar e acumular petróleo na camada pré-sal brasileira. As descobertas nestas regiões estão entre as mais importantes em todo o mundo na última década. Tendo em vista as grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial (PETROBRAS, 2017). Este óleo apresenta uma densidade em torno de 28 API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. Apresenta uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim, uma solução pioneira para o destino desse gás vem sendo a recuperação avançada. Neste contexto, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, como a injeção alternada de água e CO2 (WAG-CO2), método este que vem se destacando na produção de óleo do pré-sal brasileiro. Isto ocorre por consequência dos grandes volumes de gás carbônico (CO2) presentes no óleo produzido na camada do pré-sal, cujo teor está na faixa de 8 a 12%, tornando necessário o estudo da melhor estratégia de separação e utilização deste gás, sabendo da necessidade da produção sustentável. (BELTRÃO et al., 2009) A exploração desta grande reserva impõe desafios econômicos, científicos e ambientais. Pode-se citar a caracterização interna do reservatório, o emprego de materiais resistentes ao dióxido de carbono, a construção de poços de grande extensão, a utilização de linhas de alta pressão para injeção de gás, a distância da costa em torno de 300 quilômetros, dentre outros (LIMA, 2008). O método de recuperação avançada com injeção alternada WAG-CO2 utiliza da injeção de água e gás, gás esse normalmente miscível que vai entrar em contato com o banco de óleo. Além da boa perspectiva de aumento do fator de recuperação de petróleo desses reservatórios, este processo está alinhado com as ações de mitigação do efeito estufa por 3

16 emissões de CO2. Pode-se resumir a definição deste método como sendo a combinação de duas técnicas tradicionais de recuperação avançada: injeção de água e injeção de gás. Ferramenta muito utilizada na indústria petrolífera para o estudo e previsão do comportamento dos fluidos no reservatório, a simulação numérica de reservatório foi utilizada para desenvolver este projeto. Utiliza-se o simulador GEM, que foi criado pela empresa CMG (Computer Modeling Group). Desta forma é possível a análise de aspectos do método de recuperação do óleo através da injeção alternada de CO2 e água. O presente trabalho tem como objetivo descrever e analisar o método de recuperação de petróleo WAG-CO2 em um modelo de reservatório com características semelhantes aos reservatórios da camada pré-sal brasileira, ressaltando os parâmetros de maior influência no processo. Esse trabalho é composto por cinco capítulos. O capítulo I apresenta uma introdução geral sobre o assunto tratado. O capítulo II apresenta os aspectos teóricos que auxiliam na compreensão geral do assunto abordado. O capítulo III apresenta a metodologia do trabalho, retrata toda a modelagem de fluido e reservatório com características do pré-sal. O capítulo IV apresenta os diferentes resultados e discussões obtidos. Por fim, o capítulo V apresenta conclusões e recomendações. 4

17 CAPÍTULO II ASPECTOS TEÓRICOS 5

18 2 ASPECTOS TEÓRICOS Neste capítulo são apresentados alguns conceitos que ajudam a compreender o processo de injeção alternada de água e gás, tendo aqui como gás de injeção o CO2, abrangendo as teorias utilizadas para o desenvolvimento deste trabalho. Apresentam-se explanações acerca do pré-sal e dos métodos de recuperação suplementar, incluindo os critérios utilizados para a escolha do método utilizado. 2.1 Reservatórios do Pré-sal brasileiro O petróleo pode variar em composição química, fazendo com que seja necessário maior ou menor investimento em refino para transformá-lo em produtos derivados. A composição química do petróleo é uma combinação complexa de hidrocarbonetos (carbono e hidrogênio), podendo conter também quantidades pequenas de nitrogênio, oxigênio, compostos de enxofre e íons metálicos. (ANP, 2017) Os reservatórios do pré-sal brasileiro contêm grandes volumes de óleo com densidade em torno de 28º API, alta quantidade de CO2 dissolvido, grande volume de gás natural e baixos teores de acidez e contaminantes, como enxofre. As descobertas dessas reservas estão entre as mais importantes na última década. A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo, de qualidade e com alto valor comercial. O que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial. A média diária de produção de óleo passou de aproximadamente 41 mil barris por dia, em 2010, para o patamar de 1 milhão de barris por dia em meados de (PETROBRAS, 2016) A FIGURA 2.1 trata-se de uma ilustração que condiz com a definição dada pela Petrobras, em uma publicação na data de 8 de agosto de 2007, onde descreve as rochas do pré-sal como reservatórios situados sob extensa camada de sal que se estende na região 6

19 marítima entre os estados do Espírito Santo e Santa Catarina, contidos numa faixa de 800 km de comprimento por 200 km de largura em algumas áreas (PETROBRAS, 2014). Figura 2.1: Profundidade típica de um poço no pré-sal Fonte: Wikigeo, Métodos de recuperação suplementar No processo de produção do petróleo há dissipação da energia primária, energia inicial decorrente da natureza do fluido e seu volume e das condições de pressão e temperatura no reservatório. A queda desta energia ocorre devido à descompressão dos fluidos do reservatório e também pelas resistências encontradas pelos mesmos fluírem em direção aos poços produtores. Este fenômeno acarreta no decréscimo da pressão do reservatório durante a sua vida produtiva e consequente redução da produtividade dos poços. (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). 7

20 Para evitar esta queda na produtividade, temos duas linhas de ações. Podemos suplementar com energia secundária, como injeção de água ou gás imiscível, ou reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos especiais, como a injeção de vapor ou gás miscível. Os métodos de recuperação de petróleo são divididos em: Métodos convencionais de recuperação de óleo, os quais geram acréscimo da energia natural por meio de injeção de água ou injeção imiscível de gás para a produção; Métodos especiais de recuperação de óleo, que utilizam da aplicação de processos especiais como injeção de químicos, térmicos, gases miscíveis e outros. A FIGURA 2.2 apresenta a divisão dos métodos de recuperação do petróleo, como foi explicado anteriormente. Figura 2.2: Diagrama dos Métodos de Recuperação Suplementar Fonte: Adaptado de ROSA; CARVALHO; XAVIER (2006) apud GUEDES JÚNIOR (2016) 8

21 2.2.1 Métodos Convencionais Na injeção de fluido no reservatório com a única finalidade de deslocar o óleo para fora dos poros da rocha, com um comportamento unicamente mecânico, tem-se um processo classificado como método convencional de recuperação. Neste método não há interação química ou termodinâmica entre os fluidos do reservatório. (THOMAS, 2004). Outro propósito dos métodos de recuperação secundária é a aceleração da produção, tendo em vista que esse fator antecipa o fluxo de caixa esperado por um projeto, gerando redução de custos operacionais. Porém com a aplicação desses métodos, uma grande parcela de óleo residual fica retida em consequência do efeito da capilaridade Injeção de Água A injeção de água visa obtenção de um maior fator de recuperação, suprindo a queda de pressão que o reservatório sofre pela exaustão natural da energia primária. Trata-se do método mais utilizado na indústria petrolífera, devido ao seu baixo custo econômico quando comparado com os demais métodos, sua boa recuperação nos primeiros anos de injeção e sua eficiência de varrido vertical, principalmente quando comparado com a injeção de gases miscíveis. (CRAIG,1993). Em geral os projetos de injeção de água são compostos de sistema de captação de água, que podem ser poços no caso de se injetar água subterrânea, ou um conjunto de bombas para o caso de se utilizar água de superfície ou água do mar, de sistema de tratamento de água de injeção, de sistema de injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de injeção e de sistema de tratamento e descarte de água produzida. Todavia, algumas dessas partes podem ser descartadas em determinados casos. (THOMAS, 2001). 9

22 A água a ser utilizada na injeção do reservatório pode ter origem subterrânea, na superfície (rios e lagos), no mar, ou no próprio reservatório (água produzida). A água, antes de ser utilizada no processo de injeção, deve passar por um tratamento que a torne adequada ao reservatório, suas características e os fluidos nele existentes. O processo de injeção de água (fluido deslocante) eleva a saturação nas regiões do poço injetor, desta forma um banco de óleo (fluido deslocado) a frente de água injetada é formado, como ilustrado na FIGURA 2.3. Entre a zona lavada e este banco de óleo tem-se a zona de frente de avanço, onde a saturação de água cai bruscamente. Quando o banco de óleo chega ao poço produtor verifica-se grande aumento da produção de óleo. (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Figura 2.3: Esquema de Injeção de Água Fonte: Santana,

23 Contudo, é importante ressaltar que devido à razão de mobilidade entre o óleo e a água podem ser formados caminhos preferenciais chamados viscous fingering, ilustrado na FIGURA 2.4, resultando na diminuição da área varrida do reservatório. A formação de frentes não uniformes no reservatório ocorre em detrimento da heterogeneidade do deste e da razão de mobilidade entre os fluidos. (Matte A. C., 2011) Logo, em determinados casos a injeção é inviável, como, por exemplo, ao apresentar produção de água elevada desde o início da recuperação, causada pelas presenças de caminhos preferencias ou fraturas. Nesses casos, métodos de recuperação avançada podem ser utilizados desde o início da produção. Figura 2.4: (A) Escoamento com a presença de viscous fingering; (B) escoamento com deslocamento. Fonte: Azevedo, Métodos Especiais de Recuperação As baixas recuperações de óleo através dos métodos de recuperação tradicionais podem se dar em função de alta viscosidade do óleo do reservatório e/ou elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. Com isso conclui-se que há necessidade da utilização de métodos especiais em determinados casos. (THOMAS, 2004). 11

24 Estes métodos atuam com maior ênfase na natureza do fluido do reservatório, com o intuito de alterar propriedades dos fluidos e melhorar a interação fluido-rocha do reservatório. Logo, estes métodos são empregados com o intuito de atuar em determinados parâmetros, onde os métodos convencionais, normalmente, falham. Dessa forma, há uma melhora na produção de óleo, antes não recuperados com os métodos convencionais. Para realizar a escolha do método especial de recuperação adequado para ser aplicado em um determinado reservatório, o engenheiro de petróleo deve analisar as características do reservatório, os fluidos nele contidos, os mecanismos de produção e verificar os motivos que acarretaram ou acarretariam numa baixa produção através de métodos convencionais Injeção Miscível de CO2 Quando tratamos de baixa eficiência de deslocamento, onde o fluido injetado não é suficiente para extrair o óleo das rochas por causa das elevadas tensões superficiais, é indicado a utilização de métodos miscíveis. (THOMAS, 2004) O dióxido de carbono, CO2, é uma substância simples com forte atração pelo óleo, dissolvendo-se bem no mesmo (em condições adequadas). A região do pré-sal é rica em CO2 dissolvido no óleo, o que viabiliza o uso deste gás na reinjeção nos poços dessa região. Além disso, este gás precisa ser processado para que a produção seja sustentável, tendo em vista que não pode ser descartado na atmosfera em detrimento de diversas questões ambientais. Na FIGURA 2.5 podemos verificar a injeção de CO2 formando o banco de gás no poço injetor, em seguida a zona miscível entre os fluidos e por fim o banco de óleo sendo deslocado ao poço produtor. 12

25 Figura 2.5: Esquema de injeção de CO2 Fonte: DINIZ, 2015, p.32 A injeção de CO2 apresenta características que comprovam a sua eficácia. Como a redução da viscosidade do óleo, alta solubilidade com a água, expansão do óleo e redução da tensão interfacial. A injeção de CO2 pode ser miscível ou imiscível. No caso da injeção miscível, a solução formada no reservatório apresenta uma única fase, e com uma pressão acima da pressão mínima de miscibilidade (PMM) (NASIR; AMIRUDDIN, SPE INTERNATIONAL, 2008). Entretanto, para a utilização do dióxido de carbono requer-se a utilização de ligas especiais (como aço carbono) e proteção para as instalações, tendo em vista que o CO2 gera problemas de corrosão Injeção Alternada de água e CO2 (WAG-CO2) A primeira aplicação em campo do WAG é atribuída ao campo de North Pembina, em Alberta, Canadá, realizado em 1957 pela Mobil. (Van Poollen, H. K, 1980) 13

26 Posteriormente o método passou a ser utilizado em dezenas de projetos, principalmente nos Estados Unidos. Vindo a ser uma alternativa atrativa para os campos do Pré-sal brasileiro, tendo em vista o grande volume de CO2 nos reservatórios e as condições deste. Os gases mais usados na injeção WAG são CO2 e hidrocarboneto (C1-C4). (Christensen et al., 2001). Este método de recuperação avançada utiliza os fluidos normalmente usados durante a recuperação secundária: água e gás. Entretanto, apresenta vantagem na modificação das permeabilidades relativas dos fluidos, pois introduz uma terceira fase no meio poroso, e na maior estabilidade da frente de avanço. O fluxo simultâneo de óleo, gás e água resulta no deslocamento de parte do óleo residual, antes imóvel. Ademais, canalizações e viscous fingering são consideravelmente atenuadas com a aplicação de WAG. (da Rosa.; Bezerra; Ponzio; Rocha, 2016). Pode-se considerar o método WAG como uma junção dos processos de recuperação secundária por injeção de água e injeção de gás. Visto que combina as melhores eficiências de deslocamento do gás e varrido da água. Trata-se da injeção alternada de bancos de CO2 e água. O dióxido de carbono em contato com o óleo gera um deslocamento miscível eficiente, como apresentado na FIGURA

27 Figura 2.6: Esquema de injeção alternada de água e CO2 Fonte: da Rosa et. al; Bezerra et. al; Ponzio et. al; Rocha et. al, 2016 Os tamanhos dos bancos de água e gás precisam ser otimizados. A injeção de muita água resultará em baixa eficiência de deslocamento. Já a injeção de muito gás resultará em baixa eficiência de varrido. As setas amarelas na figura 2.6 sugerem a formação inicial de canalizações e viscous fingering. Sugere que antes que a água segregue ou forme canalizações e viscous fingering devese parar a injeção de água e iniciar a injeção de gás. O CO2 irá empurrar a água, criando um fluxo trifásico na interface da frente de avanço. Da mesma forma, antes que o gás comece a segregar e a formar canalizações e viscous fingering, deve-se interromper a injeção do gás e retomar a injeção de água. (Campozana, F. P.; Mato, L. F, 2000) No entanto, há restrições para este método, visto que não é recomendada sua utilização se o reservatório tiver permeabilidade muito baixa, pois a injetividade pode ser reduzida drasticamente pela injeção alternada. (Klins, 1984) É importante ressaltar que uma série de precauções devem ser tomadas ao adotar-se tal método, visto que a injeção WAG é mais exigente do que a injeção de gás ou água pura 15

28 porque o fluido de injeção deve ser alternado com frequência. Possíveis problemas operacionais são: fadiga de colunas; danos aos equipamentos; perda de injetividade; corrosão, formação de hidratos, dentre outros. A utilização deste método resulta em um aumento considerável na recuperação do óleo. Tendo em vista que métodos convencionais de gás ou de água isoladamente costumam deixar uma quantidade de óleo residual na ordem de 20 a 50%, enquanto o WAG pode resultar em uma eficiência de varrido de 90%. (Matte, A. C, 2011). 16

29 CAPÍTULO III MATERIAIS E MÉTODOS 17

30 3 MATERIAS E MÉTODOS Este capítulo descreve os materiais e os métodos utilizados na realização desse trabalho. Apresenta as ferramentas computacionais, os parâmetros analisados, os dados de entrada para o simulador, a modelagem do fluido e do reservatório, o qual se baseia em um modelo com características típicas do pré-sal brasileiro. 3.1 Simulação Numérica A simulação numérica de reservatórios é uma técnica utilizada com o intuito de gerar uma previsão do comportamento de um reservatório de petróleo em diversos cenários de operações distintas, logo, de grande utilidade no gerenciamento do reservatório e na definição do método de recuperação adequado. A aplicação da técnica WAG envolve fenômenos complexos, o que torna a previsão de sua eficiência em campo complicada. O escoamento multifásico em meios porosos, onde óleo, gás e água dividem o mesmo espaço, diferente dos métodos convencionais de recuperação, apresenta alta complexidade, logo não se compreende tanto à respeito. Contudo, a simulação numérica de reservatórios é um método bastante utilizado na indústria petrolífera. (Pegoraro, R. T, 2012) 3.2 Ferramentas Computacionais Para a realização desse estudo, foram utilizados diversos módulos do simulador computacional da CMG (Computer Modelling Group Ltd.), versão , são eles: WinProp, Builder, GEM, Results Graph and Results 3D. Com estes módulos foi feita a modelagem do fluido e a montagem do modelo de reservatório. A seguir, são apresentadas informações a cerca destes módulos de simulação. 18

31 Builder: ferramenta utilizada para modelagem do reservatório, criação de poços produtores e injetores, importação ou a criação de modelos de fluidos, introdução de parâmetros operacionais e condições inicias, dentre outras funções. (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). Winprop: ferramenta que implementa o modelo de fluido, além de modelar, caracterizar, definir o comportamento das fases e as propriedades dos fluidos. Este módulo utiliza equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico para caracterização de fluidos, agrupamento de componentes, ajustes de dados de laboratório, simulação de processos de contato múltiplo, dentre outros. (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). GEM: ferramenta de grande importância para a engenharia com a função de avaliar o impacto das interações no comportamento das fases sobre os mecanismos dos métodos de recuperação, desta forma, modelando reservatórios complexos. É responsável pela realização das simulações realizadas no presente estudo. Trata-se de um simulador baseado na equação de estado para modelar fluidos multicomponentes, logo modela processos miscíveis e imiscíveis, tais como injeção de CO2 e hidrocarbonetos, além de modelar todo tipo de reservatório (gás condensado ou óleo volátil), onde a composição do fluido e suas interações são de extrema importância para entender o processo de recuperação (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). Results graph e results 3D: módulos utilizados na etapa de pós-processamento, onde, a partir de simulações na ferramenta GEM, foram gerados figuras e gráficos. Logo, foi possível realizar análises dos fluidos produzidos, da pressão média, temperatura média, dentre outros. (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). 19

32 3.3 Modelagem do Fluido Na modelagem de fluido foi utilizado o programa WINPROP, como já mencionado, com o intuito de se obter um fluido de características semelhantes às encontradas nos reservatórios do pré-sal brasileiro. Tendo por objetivo resultados realistas e um fluido com comportamento semelhando ao que temos na prática, é necessário um grande número de componentes. Entretanto, tal quantidade de dados resulta em muitos cálculos das equações de estado, interferindo diretamente no tempo de simulação e no seu custo final. Portanto utilizou-se o modelo composicional, cujas características são de um óleo leve a 56 C (132,8 F), com um grau API de 28,84 e pressão de saturação de 5598,65 psi Composição A Tabela 3.1 apresenta as frações molares de todos os componentes do fluido utilizado. Considera-se que este é um modelo de óleo leve, com um teor de CO2 de, aproximadamente, 8.24%. Em seguida, a Tabela 3.2, apresenta o agrupamento do modelo de fluidos em pseudocomponentes, com uma redução dos fluidos de 24 componentes para 7 pseudocomponentes. Utilizou-se este modelo composicional para diminuir o tempo de simulação, como já foi citado anteriormente. Além disso, os resultados são bastante semelhantes. Características do C20+: Densidade do gás: 0,7010 Massa molecular C20+: 536 Massa específica (g/cm³) C20+: 0,921 20

33 Tabela 3.1-Composição do fluido do reservatório no experimento PVT Fonte: Próprio Autor Tabela Agrupamento do fluido em pseudocomponentes. Fonte: Próprio Autor 21

34 3.3.2 Viscosidade do Fluido O escoamento do fluido no reservatório tem relação direta com a viscosidade, o que torna este parâmetro importante para uma boa produção. Na FIGURA 3.1 observa-se que ao haver queda na pressão do reservatório até a pressão de saturação, aproximadamente 5.598,65 psia, a viscosidade do fluido decresce suavemente, consequência dos gases dissolvidos presentes no óleo in place. Verifica-se queda lenta e contínua da pressão do reservatório até atingir a pressão atmosférica, com isso os gases dissolvidos são liberados, causando o aumento da viscosidade do óleo. Pode-se verificar também que o óleo tem baixa viscosidade, menor que 2 cp para pressões acima de psia. Figura 3.1: Ajuste de viscosidade Fonte: Próprio Autor 22

35 No processo de modelagem de fluido também foram realizados correções e ajustes para densidade do óleo, conforme a FIGURA 3.2. Figura 3.2: Ajuste da densidade do fluido Fonte: Próprio Autor 23

36 FIGURA 3.3. E ajustes para o fator volume de formação e para a razão de solubilidade, conforme a Figura 3.3: Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação Fonte: Próprio autor Diagrama de Fases O diagrama de fases representa o comportamento de uma mistura, com delimitações da curva dos pontos de bolha e da curva dos pontos de orvalho. A FIGURA 3.4 mostra o envelope de fases dos fluidos, realizando uma comparação deste para pseudocomponentes agrupados e componentes não agrupados. Observa-se a semelhança dos dois casos. Dessa forma, o agrupamento realizado foi eficiente. 24

37 Figura 3.4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado. Fonte: Próprio Autor 3.4 Modelagem do Reservatório Após a construção do modelo de fluido, construiu-se o modelo físico do reservatório, inserindo-se as características do reservatório, como as dimensões, permeabilidade, porosidade, saturação dos fluidos, propriedades da rocha. E foi considerado um reservatório homogêneo, regular e simétrico. Algumas características do modelo físico encontram-se na Tabela

38 Tabela Características do modelo físico do reservatório Características Valores Total de blocos 9610 Número de blocos da direção i 31 Número de blocos da direção j 31 Número de blocos da direção k 10 Tamanho dos blocos na direção i (m) 38,71 Tamanho dos blocos na direção j (m) 38,71 Tamanho dos blocos na direção k (m) 10,5 Dimensões do reservatório (m² ) 1200 x 1200 Espessura do modelo (m) 105 Fonte: Próprio Autor O esquema de malha adotado foi nine-spot, com oito poços injetores e um poço produtor como ilustrado na FIGURA 3.5. Foram analisadas duas configurações: uma malha nine-spot para todo o reservatório e quatro malhas nine-spot para todo o reservatório. Figura 3.5 Malha nine-spot normal Fonte: Próprio Autor 26

39 A construção do modelo de reservatório baseou-se em um modelo tridimensional com malha cartesiana (direções i, j e k). A FIGURA 3.6 mostra uma visão mais ampla do modelo de reservatório em três dimensões, com a distribuição de uma malha nine-spot em toda a área. Figura 3.6 Modelagem 3D do reservatório (1 malha). PROFUNDIDADE (m) Fonte: Próprio Autor Já a FIGURA 3.7 mostra a mesma visão do modelo de reservatório, entretanto com as quatro malhas nine-spot abrangendo a área do reservatório. 27

40 Figura 3.7 Modelagem 3D do reservatório (4 malhas) Fonte: Próprio Autor Características da rocha reservatório A Tabela 3.4 apresenta as características da rocha reservatório utilizadas na simulação do método de injeção alternada de água e CO2 miscível. Tais características são semelhantes às encontradas nos reservatórios da província do pré-sal brasileiro. Tabela Características da rocha reservatório Características Valores/Unidades Porosidade (ᶲ) 9% Permeabilidade Horizontal (Kh) 120 md Permeabilidade Vertical (Kv) (Kv = 0,10*Kh) 12 md Compressibilidade da 8910 psi 11x10-8 1/psi Pressão de 5389m 8910 psi Profundidade do Topo 5389 m Espessura total do reservatório 105 m Contato água/óleo 5910 m Temperatura inicial do reservatório 201 F 28

41 Fonte: Próprio Autor Condições operacionais do reservatório Nesta etapa são definidas as condições operacionais do modelo base. Os principais parâmetros utilizados nas simulações para uma malha nine-spot são mostrados na Tabela 3.5. Tabela Condições operacionais utilizadas nas simulações utilizadas Características Valor Pressão mínima no poço produtor (psi) (kpa) 2900,7548 (20.000) Vazão máxima de líquidos no poço produtor (m³ std/d) Pressão máxima nos poços injetores (psi) (kpa) (86.184,46) Vazões máximas no poço injetor de água (m³ std/d) 100, 200, 400, 800 Vazões máximas no poço injetor de CO2 por poço (m³std/d) , , , , , , , , Malha do reservatório Nine-spot normal Pressão de saturação (psi) 5598,65 Tempo de projeto (anos) 30 Fonte: Próprio Autor Tais parâmetros foram definidos com o intuito de evitar grandes produções de gás, também de manter a pressão máxima dos poços injetores abaixo da pressão de fratura para evitar possíveis blowouts, que é o fluxo descontrolado de fluidos da formação para superfície, e por fim para otimizar a produção de óleo. 29

42 3.5 Metodologia para realização do trabalho Revisão Bibliográfica sobre o tema; Montagem do modelo de fluido no módulo Winprop da CMG; Desenvolvimento do modelo de reservatório no módulo Builder da CMG; Combinação e ajustes dos modelos de fluido e reservatório; Simulação dos arquivos no módulo GEM da CMG; Análise para diferentes vazões de injeção de água, ajustes e definição da vazão mais adequada; Análise para diferentes vazões de injeção de CO2 miscível, ajustes e definição da vazão mais adequada; Análise para diferentes vazões no processo WAG-CO2; Análises dos resultados, conclusões e recomendações. 30

43 CAPÍTULO IV - RESULTADOS E DISCUSSÕES 31

44 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES O presente capítulo apresenta os principais resultados obtidos na pesquisa da injeção alternada de água e CO2 miscível, além de análises da recuperação primária e dos métodos de injeção de água e de injeção de CO2 miscível, isoladamente. Aspectos operacionais foram analisados e ajustados com o intuito de obter o melhor fator de recuperação de óleo. 4.1 Recuperação primária Com o objetivo de analisar a influência da pressão de fundo de poço na produção primária do sistema que foi estudado, fez-se uma análise onde se utilizou apenas um poço produtor, sem qualquer injeção no reservatório. Em relação à completação, a mesma foi realizada em toda a região da zona de óleo. Na FIGURA 4.1 tem-se o fator de recuperação primário do óleo, como esperado para um reservatório com características semelhantes ao do pré-sal, com um baixo fator de recuperação do óleo. 32

45 Figura 4.1 Fator de recuperação primária Fonte: Próprio Autor As elevadas dimensões do reservatório e a despressurização com a produção do mesmo resultaram em um baixo fator de recuperação do óleo em torno de 11%, o qual se manteve constante no decorrer dos trinta anos de simulação de produção. Logo, é notória a necessidade da utilização de um método de recuperação suplementar para o aumento da produção. 4.2 Análise da injeção de água Realizou-se uma análise isolada do método de injeção de água para diferentes vazões de injeção. Com o objetivo de comparar este método com os demais estudados e para definir a melhor vazão de injeção deste fluido, visando maximizar os resultados no método WAG-CO2. 33

46 A FIGURA 4.2 mostra o fator de recuperação para diferentes vazões de injeção de água em um período de 30 anos, para um sistema de apenas uma malha nine-spot. Pode-se verificar que, aproximadamente, em 2004 com a injeção de 400 m³, por poço, em diante apresentam uma tendência de estabilidade no crescimento do fator recuperável, já para cotas inferiores essa estabilidade ocorre em um tempo mais tardio. Figura 4.2 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (1 malha) Fonte: Próprio Autor Constatou-se também um aumento em torno de 40 pontos percentuais no fator de recuperação do óleo com a injeção de água (FR 53-57%) em comparação à recuperação primária (10%). Além disso, pode-se perceber que o aumento da vazão de injeção por poço de 400m³/dia para 800 m³/dia não resultou em um maior fator de recuperação, tendo em vista possíveis problemas de injetividade que serão discutidos mais adiante. 34

47 A FIGURA 4.3 mostra o fator de recuperação para diferentes vazões de injeção de água em um período de 30 anos para um sistema de quatro malhas nine-spot. Pode-se verificar um aumento no fator de recuperação, que varia de 50% a 57%, conforme se aumenta a vazão de injeção de água, resultando em um aumento de 40 à 45 pontos percentuais no fator de recuperação do óleo quando comparado à recuperação primária cujo FR equivale a 10%. Figura 4.3 FR de óleo para diferentes vazões de injeção de água (4 malhas) Fonte: Próprio Autor As vazões de injeção apresentadas nas legendas das figuras indicam as vazões de injeção por poço, logo as vazões de injeção total para uma malha e para quatro malhas no reservatório são as mesmas. 35

48 O maior fator de recuperação encontrado na análise da figura 4.2 foi aproximadamente 57%, bastante similar ao da FIGURA 4.3. Logo, é possível concluir que o sistema com quatro malhas (21 injetores e 4 produtores) não obteve um fator de recuperação do óleo consideravelmente superior (a mesma análise foi feita para injeção de gás), tornando assim o sistema de apenas uma malha nine-spot (1 produtor e 8 injetores) mais adequado ao projeto, tendo em vista que o sistema com quatro malhas apresenta um custo mais elevado. A partir daqui todos os gráficos e análises foram feitas sobre a configuração de uma malha nine-spot. Como consequência da perda de injetividade há diminuição na eficiência operacional da injeção de água, o que diminui a vazão de injeção no reservatório inviabilizando a manutenção da pressão média do reservatório. Logo, ocorre redução das vazões de produção de óleo, do fator de recuperação final do campo e do lucro da operação. (Costa, 2008) Na FIGURA 4.2 constatou-se uma queda no fator de recuperação do óleo para a injeção de 800 m³/dia de água por poço quando comparado ao fator de recuperação do óleo para a injeção de 400 m³/dia de água, o que aponta um possível problema de injetividade confirmado na Figura 4.4 a seguir, que apresenta o gráfico da Vazão de Injeção total de Água no reservatório. 36

49 Figura 4.4 Vazão de Injeção total de Água no reservatório Fonte: Próprio Autor Portanto, conclui-se que a vazão de injeção por poço mais adequada é a de 400 m³/ dia de água, por poço. 4.3 Análise da injeção de gás CO2 miscível Semelhantemente à injeção de água, analisou-se isoladamente a injeção de CO2 miscível no reservatório, observando-se o fator de recuperação ao longo do tempo. Os volumes de gás injetados são maiores, pois este fluido apresenta alta compressibilidade. A FIGURA 4.5 apresenta as curvas obtidas. 37

50 Figura 4.5: Fator de recuperação de óleo para diferentes vazões de injeção de gás Fonte: Prório Autor por poço. Os valores de injeção de gás (STG) apresentados na legenda correspondem à injeção Com a utilização da injeção de CO2, observa-se maior fator de recuperação (FR em torno de 95%) quando comparado à injeção de água (FR em torno de 57%), consequência das condições de miscibilidade, onde o óleo se mistura com o gás favorecendo a recuperação. Além disso, a pressão de injeção é maior que a pressão mínima de miscibilidade, resultando no inchamento do óleo, reduzindo assim a viscosidade deste e aumentando a produção. 38

51 Pode-se observar que o aumento da vazão injetada de CO2 influenciou proporcionalmente o fator de recuperação, logo se conclui que a vazão de injeção de m³/dia de gás por poço ( m³/dia no reservatório) é a mais adequada, apresentando o maior fator de recuperação de óleo. 4.4 Análise da injeção alternada de água e CO2 miscível (WAG-CO2) Após as análises isoladas dos métodos de injeção de água e de injeção de CO2 miscível, optou-se utilizar a vazão 400 m³/dia de água (por poço), e a vazão de m³/dia de gás (por poço) e a alternância na injeção a cada dois anos, por questões operacionais, conforme sugerido no estudo de ciclos de injeção por Parafita, O método WAG apresenta boa eficiência de varredura, em função da injeção de água, fluido de baixa compressibilidade que resulta na manutenção da pressão do reservatório, além da injeção de CO2, que reduz as forças capilares e interfaciais. Na figura 4.6, observa-se que os diferentes métodos de recuperação suplementar alcançaram maior fator de recuperação em diferentes momentos, no decorrer dos 30 anos de produção. Nos primeiros cinco a seis anos de produção, o método de injeção de água apresentou um maior fator de recuperação de óleo, porém nos dez anos seguintes o método WAG apresentou maior fator de recuperação e por fim, a injeção de gás manteve um fator de recuperação de óleo superior nos últimos dez anos de produção. 39

52 Figura 4.6 Comparativo dos três métodos de recuperação suplementar Fonte: Próprio Autor Estudo da ordem de injeção dos fluidos Para este trabalho a escolha realizada foi de que o primeiro fluido a ser injetado deve ser o dióxido de carbono, que possui forte atração pelo óleo, se dissolvendo bem no mesmo, causando o inchamento e a vaporização, facilitando o deslocamento do fluido. 40

53 Figura 4.7 Comparativo do WAG para diferentes ordens de injeção Fonte: Próprio Autor No estudo realizado, a injeção inicial de CO2 apresentou maior fator de recuperação a partir do sétimo ano de produção (cerca de cinco pontos percentuais), conforme FIGURA Análise de diferentes vazões de injeção de CO2 A partir daqui todas as análises foram feitas iniciando com a injeção de CO2. Para um valor fixo de vazão de injeção de água (400 m³/dia por poço), foram analisados quatro diferentes vazões de injeção de gás. Conforme a FIGURA 4.8, a qual apresenta um aumento no fator de recuperação do óleo conforme a vazão de injeção de CO2 aumenta. 41

54 Figura 4.8 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de CO2 Fonte: Próprio Autor Com base na FIGURA 4.8, verifica-se que o crescimento do fator de recuperação do óleo é elevado no início da injeção, porém esse aumento é consideravelmente reduzido com o decorrer do tempo. Após o décimo ano de produção, a vazão de produção tendeu à estabilidade. Por fim, o fator de recuperação do óleo no trigésimo ano esteve entre 83% e 91% Análise de diferentes vazões de injeção de água Para um valor fixo de vazão de injeção de CO2 ( m³/dia por poço), foram analisados quatro diferentes vazões de injeção de água. 42

55 Figura 4.9 Comparativo do WAG com diferentes vazões de injeção de água Fonte: Próprio Autor Conforme a FIGURA 4.9, o método apresenta um aumento no fator de recuperação do óleo conforme a vazão de injeção de água aumenta nos primeiros quinze anos de produção, porém este comportamento muda e a injeção de 200 m³/dia de água apresenta o maior fator de recuperação de óleo nos últimos quinze anos de produção (cerca de 95% de recuperação do óleo). O que pode ser explicado pela possível formação de canalizações e viscous fingering para as vazões de 400 e 600 m³/dia. 43

56 CAPÍTULO V CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 44

57 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Tanto a injeção contínua de água quanto a de CO2, tiveram as curvas de fator de recuperação do óleo se estabilizando na fase final da produção, quando se utilizou altas vazões de injeção. Desta forma, a partir de certo momento estes métodos não tiveram eficiência para retirar quantidades consideráveis de óleo do reservatório. Foi possível verificar, na análise da injeção alternada de água e CO2 (WAG- CO2), um incremento no fator de recuperação de óleo em relação à injeção contínua de água. Foi uma análise baseada em um período de 30 anos de projeto, onde de dois em dois anos era alternada a injeção de água e a injeção de CO2, com o intuito de analisar o comportamento do fator de recuperação de óleo desse reservatório. O método WAG apresentou menor eficiência quando comparado à injeção contínua de CO2, o que se pode justificar pela ação da água, que interferiu no processo com sua característica de imiscibilidade, além de haver a possibilidade de ter tomado caminhos preferenciais, resultando na diminuição da eficiência de varrido. Conclui-se também quanto à injeção de CO2, tanto contínua, quanto no método WAG, que o fator de recuperação do óleo aumentou com o aumento das vazões de injeção. Todavia, é importante ressaltar que o aumento na vazão de injeção deste gás implica em aumento de custos. Logo, uma avaliação econômica é de suma importância para definir qual vazão de injeção resultaria em uma maior receita para a empresa atuante em questão. A simulação numérica de reservatório mostrou-se uma ferramenta extremamente útil e importante na realização deste estudo, por permitir a análise e previsão do comportamento dos fluidos no reservatório com características do pré-sal brasileiro, gerando condições adequadas para a escolha dos melhores parâmetros operacionais e de reservatório. Resultando na otimização dos resultados. 45

58 Recomendações para trabalhos futuros: Realizar o estudo do reservatório em zona de água; Realizar o estudo para diferentes configurações de malhas e quantidade de poços; Analisar a recuperação de óleo com a injeção de CO2 seguida pela injeção de água; Complementar esse estudo com a avaliação econômica; Estudo da viabilidade técnico-logística da implementação do método nos reservatórios do pré-sal brasileiro, considerando a reinjeção do CO2 produzido; 46

59 CAPÍTULO VI REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 47

60 6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO. Marlim Sul Disponível em: < Acesso em: 10 nov BELTRÃO, R. L. C.; SOMBRA, C. L.; LAGE, A. C. V. M.; FAGUNDES NETTO, J. R.; HENRIGUES, C. C. D. Challenges and new technologies for the development of the presalt cluster, Santos Basin, Brazil. In: 2009 OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE, 2009, Houston. Campozana, F. P.; Mato, L. F.; Artigo da Rio Oil & Gas Conference, Rio de Janeiro, Brasil, 2000 COMPUTER MODELLING GROUP LTD (CMG). GEM - Compositional & Unconventional Oil & Gas Reservoir Simulator. 2015b. Disponível em: < Acesso em: 14 nov COMPUTER MODELLING GROUP LTD (CMG). WinProp - Phase Behaviour & Reservoir Fluid Property Program. 2015c. Disponível em: < Acesso em: 13 nov COMPUTER MODDELING GROUP LTD. Results graph user guide: user-definable graphs version Calgary: Computer Modelling Group Ltd., 2013d. CRAIG, F. F. Jr. The reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph series, SPE; 1993 Costa, Odair José Estudo sobre injeção de água acima da pressão de propagação de fratura / Odair José Costa. --Campinas, SP: [s.n.],

61 da Rosa, K. R. S. A.;* Bezerra, M. C. M.; Ponzio, E. A.; Rocha, A. A. Recuperação Avançada de Petróleo: Potencialidades da Injeção WAG (Water Alternating Gas), Rev. Virtual Quim., Data de publicação na Web: 9 de abril de 2016 Klins, M. A.; Carbon dioxide flooding. Basic mechanisms and project design. IHRDC Press: Boston, 1984 LIMA, P. C. R. Os desafios, os impactos e a gestão da exploração do pré-sal. Estudo. Brasília: Consultoria Legislativa, nov Matte, A. C.; Projeto de Graduação do Curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, PARAFITA, Jofranya Wendyana Alves Análise Paramétrica do Método de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG) em reservatórios de Petróleo, UFRN. Dissertação de Mestrado, UFRN, Programa de Pós-graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo PETROBRAS. Plataforma P-58 entra em operação no Parque das Baleias. 2014b. Disponível em: < Acesso em: 13 nov PETROBRAS. Nossa produção de petróleo no pré-sal ultrapassa 1 milhão de barris por dia. 2016c. Disponível em: < Acesso em: 8 nov ROSA, A. J.; CARVALHO, R. de S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. 1. ed. Rio de Janeiro: Interciência, THOMAS, José Eduardo et al. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciências,