UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DA INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E GÁS (WAG) EM RESERVATÓRIO DE ÓLEO LEVE Adson Alexandre Quirino da Silveira Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Natal/RN Dezembro/2016

2 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DA INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E GÁS (WAG) EM RESERVATÓRIO DE ÓLEO LEVE Adson Alexandre Quirino da Silveira Natal/RN Dezembro/2016 Adson Alexandre Quirino da Silveira ii

3 Adson Alexandre Quirino da Silveira iii

4 SILVEIRA, Adson Alexandre Quirino da Análise técnico-econômica da injeção alternada de água e gás (WAG) em reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal RN, Brasil. Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão. RESUMO O pré-sal possui grandes acumulações de óleo leve de excelente qualidade e alto valor comercial, e sua localização é de difícil acesso. Com a sua descoberta pela Petrobras na última década, os investimentos e pesquisas realizados nesse tipo de reservatório vem sendo cada vez maiores e intensificados, devido sua complexidade e valor econômico. Alguns fatores tornam a exploração no pré-sal desafiadora, e um desses desafios é a sua grande quantidade de gás CO2 que se encontra nessa área, onde esse gás é produzido junto com o óleo. Uma das alternativas para esse problema é a reinjeção desse gás produzido alternado com a água, o método de injeção WAG. Outro fator de grande importância, são os gastos para e extração nessa região, pois apesar desse custo ter reduzido em relação aos primeiros poços perfurados, sua extração ainda requer elevados custos. Com isso, esse trabalho teve como objetivo a análise econômica de um reservatório com características do pré-sal. O modelo físico do reservatório e o fluido possuem características do pré-sal, a malha utilizada foi a five-spot normal com tempo de projeto de 20 anos. Os softwares utilizados para as simulações, foram disponibilizados pela CMG (Computer modelling group LTD). As simulações realizadas tiveram sempre a água como primeiro fluido injetado. Foram analisados a injeção de água contínua, e gás, tamanho dos ciclos, a injeção alternada de água e gás e por fim, a análise técnico-econômica, na qual se obteve um destaque para o ciclo de 2 anos, ciclo esse com o modelo de 150m³/dia de água e m³/dia de gás obtendo o maior VPL de US$ ,37. Palavras-chave: Reservatório, pré-sal, simulação numérica, injeção alternada de água e gás, WAG, valor presente líquido. Adson Alexandre Quirino da Silveira iv

5 SILVEIRA, Adson Alexandre Quirino da Análise técnico-econômica da injeção alternada de água e gás (WAG) em reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal RN, Brasil. Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão. ABSTRACT The pre-salt has large accumulations of light oil of excellent quality and high commercial value, and its location is difficult to reach. With its discovery by Petrobras in the last decade, investments and research in this type of reservoir has been increasing and intensified, due to its complexity and economic value. Some factors make exploration in the pre-salt challenging, and one of those challenges is its large amount of CO2 gas that is in that area, where it is produced along with the oil. One of the alternatives to this problem is the reinjection of this produced gas alternate with the water, the WAG injection method. Another factor of great importance, are the costs for and extraction in this region, because although this cost has reduced in relation to the first drilled wells, its extraction still requires high costs. With this, the objective of this work was the economic analysis of a reservoir with pre-salt characteristics. The physical model of the reservoir and the fluid have pre-salt characteristics, the mesh used was the normal five-spot with a design time of 20 years. The software used for the simulations was made available by CMG (Computer modeling group LTD). The simulations carried out always had water as the first injected fluid. Injection of continuous water and gas, size of cycles, alternating injection of water and gas were analyzed, and finally, the technical-economic analysis, in which a highlight was obtained for the 2-year cycle, this cycle with the model of 150m³/day of water and 100,000m³/day of gas obtaining the highest VPL of US$ 126,637, Keywords: Reservoir, pre-salt, numerical simulation, alternating injection of water and gas, WAG, net present value. Adson Alexandre Quirino da Silveira v

6 Dedicatória Dedico este trabalho a minha mãe Aldeniza, e aos meus irmãos. A vocês minha eterna gratidão, obrigado por tudo. Adson Alexandre Quirino da Silveira vi

7 AGRADECIMENTOS Agradeço primeiramente a Deus, por mais essa vitória alcançada. A toda a minha família, em especial a minha mãe Aldeniza, e aos meus irmãos que são a minha base, pelo apoio, amor e compreensão. Aos meus tios Núbia e Carlos, por todo o apoio dado, obrigado por tudo. Ao professor orientador Dr. Edney Rafael, pela contribuição e aceite do convite na orientação deste trabalho. Aos professores do departamento de engenharia de petróleo pelos ensinamentos transmitidos e palavras de incentivo e apoio, durante a graduação. A empresa Brent engenharia, onde fui membro durante 1 ano, pelo conhecimento adquirido durante esse tempo e amizade dos membros. Aos colegas antigos Luiz Eduardo, Giscardson, Robson, Kennedy, Thomas Kefas pela amizade, e momentos de lazer. Aos meus amigos Camilo, Hudney, Renan, André, Diego, Rosiane, Roberta, Ticinha, Flávia por estarem presentes em muitos momentos de minha vida. Aos amigos que adquiri durante o curso de engenharia de petróleo, pelos momentos de descontração e apoio. A CMG pela licença do programa, ferramenta essa utilizada para realização das simulações deste trabalho. A todos os meus sinceros agradecimentos. Adson Alexandre Quirino da Silveira vii

8 SUMÁRIO 1. Introdução Aspectos teóricos Métodos de recuperação suplementar Recuperação primária de petróleo Métodos convencionais de recuperação Injeção de água Métodos especiais de recuperação Classificação dos métodos especiais de recuperação de óleo (EOR) Métodos miscíveis Injeção miscível de CO Injeção alternada de água e gás (WAG) Outros métodos Critérios para a escolha do método especial de recuperação de óleo Análise econômica de projetos Método do valor presente líquido (VPL) Receitas CAPEX (Capital expenditures) e OPEX (Operacional expenditures) Reservatórios do pré-sal brasileiro Simulação numérica de reservatórios Materiais e métodos Ferramentas computacionais Modelagem do fluido Viscosidade do fluido Diagrama de fases Curvas de permeabilidade relativas Modelagem do reservatório Características da rocha reservatório Condições operacionais do reservatório Análise técnico-econômica Metodologia para realização deste trabalho Resultados e discussões Adson Alexandre Quirino da Silveira viii

9 4.1 Recuperação primária Análise da injeção de água Análise da injeção de gás Análise do período das cotas a serem injetadas Análise da injeção alternada de água e gás (WAG) Análise do valor presente líquido (VPL) Análise dos valores máximos de VPL para diferentes tempos de injeção Conclusões e recomendações Referências bibliográficas Adson Alexandre Quirino da Silveira ix

10 LISTA DE FIGURAS Figura camadas rochosas do subsolo Figura 2-1 Métodos de recuperação suplementar Figura 2-2 Esquema de injeção de água Figura 2-3 Diagrama ternário para três componentes Figura 2-4 Esquema de injeção miscível de CO Figura 2-5 Esquema de injeção alternada de água e gás (WAG) Figura 2-6 Localização geográfica do pré-sal Figura 3-1 Ajuste de viscosidade do fluido Figura 3-2 Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação.. 27 Figura 3-3 Ajuste de curva para a viscosidade do fluido Figura 3-4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado Figura 3-5 Curva de permeabilidade para o sistema água-óleo Figura 3-6 Curva de permeabilidade para o sistema líquido-gás Figura 3-7 Malha five-spot normal Figura 3-8 Modelagem 3D do reservatório Figura 3-9 Fluxograma da metodologia realizada Figura 4-1 Corte do reservatório com visualização do poço produtor Figura 4-2 Fator de recuperação primária Figura 4-3 Gráfico da produção acumulada de óleo pelo tempo Figura 4-4 Comparativo de cotas de injeção de água x tempo Figura 4-5 Comparativo de cotas de injeção de gás x tempo (Ano) Figura 4-6 Tamanho dos ciclos x tempo Figura 4-7 Comparativo entre a injeção WAG e injeção de água Figura 4-8 Comparativo entre a injeção WAG e injeção de água Figura 4-9 Comparativo entre a injeção WAG e injeção de água Figura 4-10 Análise VPL com cota fixa de água, 50m³ Figura 4-11 Análise VPL com cota fixa de água, 100m³ Figura 4-12 Análise VPL com cota fixa de água, 150m³ Figura 4-13 Análise VPL com cota fixa de água, 50m³ Figura 4-14 Análise VPL com cota fixa de água, 100m³ Figura 4-15 Análise VPL com cota fixa de água, 150m³ Adson Alexandre Quirino da Silveira x

11 LISTA DE TABELAS Tabela Produtos microbiológicos e os seus efeitos Tabela Critérios para escolha de métodos de recuperação especial Tabela 3-1 Composição do fluido analisado Tabela Agrupamento do fluido em pseudocomponentes Tabela Características do modelo físico do reservatório Tabela Características da rocha reservatório Tabela Características dos poços injetores e produtor Tabela Valores para os custos CAPEX Tabela Valores para os custos OPEX Tabela Dados para tamanho de ciclo de 1 ano Tabela Dados para tamanho de ciclo de 2 anos Tabela Dados para tamanho de ciclo de 4 anos Tabela Dados para tamanho de ciclo de 5 anos Adson Alexandre Quirino da Silveira xi

12 CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO

13 1. Introdução O petróleo atualmente, ainda é a principal fonte de energia não renovável do Brasil e uma das principais no mundo, devido à diversidade de produtos derivados dessa fonte energética (PORTAL ENERGIA, 2015). O petróleo no Brasil começou a se desenvolver com a criação da Petrobras em 1954, onde a empresa passou a ter o monopólio estatal de pesquisa, refino e transporte atuando nos segmentos de exploração, produção, refino, comercialização e transporte, petroquímica, distribuição de derivados, energia elétrica, bicombustíveis, além de outras fontes energéticas. A partir de então essa matéria prima começou a ser mais explorada se tornando a principal fonte de energia no Brasil (PETROBRAS, 2016). Em 2006 ocorreu a descoberta de óleo no pré-sal no campo de Lula localizado na bacia de Campos, e em setembro de 2008 o primeiro óleo originário do pré-sal foi produzido extraído do campo de Jubarte, também na bacia de Campos (ESTUDO PRÁTICO, 2014). O pré-sal é uma área que fica localizada abaixo de uma região salina, que forma uma das várias camadas rochosas do subsolo marinho (Figura 1.1). As reservas encontradas na região do Brasil são as mais profundas já encontradas no mundo. (DIÁRIO DO PRÉ-SAL, 2010) Figura camadas rochosas do subsolo. Fonte: Diário do pré-sal, Adson Alexandre Quirino da Silveira 2

14 Com a sua descoberta vieram os desafios de se perfurar em local de difícil acesso, como exemplos: equipamentos de exploração que suportem elevadas pressões e dutos que suportem altas temperaturas, interpretação de dados sísmicos, caracterização dos reservatórios, viabilidade técnica de injeção de água e gás, materiais que resistam a alta concentração de CO2, perfuração em camada de sal, a distância entre a costa e os poços perfurados, a alta produção de CO2 entre outros problemas (DESAFIOS DO PRÉ-SAL, 2009). E um dos métodos que está se utilizando no pré-sal, com bons resultados de recuperação é a injeção alternada de água e gás, o método WAG (PETROBRAS, 2013). O processo WAG, consiste na injeção simultânea de água e gás no reservatório, e é utilizado usualmente para controle da mobilidade, esse controle é obtido a partir da escolha de cotas de água e gás consideradas ideais, minimizando o escoamento do gás por caminhos preferenciais, com isso obtendo uma melhor recuperação. Os métodos de injeção convencionais de água e gás costumam deixar certa quantidade de óleo residual, cerca de 20 a 30%, em contrapartida o método WAG pode chegar a uma eficiência de 90% para um sistema utilizando a malha five-spot (MATTE, 2011). Em relação a tecnologia de reservatórios, alguns autores classificam os desafios em três principais categorias: representar os fluidos dos reservatórios e a heterogeneidade das rochas; escolher o melhor modelo de produção de acordo com as especificações do reservatório, e prever o desempenho do reservatório no futuro. (DINIZ, 2015) Nessa pesquisa, foi realizado um estudo da viabilidade econômica em um poço com características do pré-sal brasileiro, onde além da análise da injeção de água e gás individualmente, foi feito a análise de injeção alternada desses fluidos, sendo a água como o primeiro fluido a ser injetado, sempre se comparando as cotas injetadas para estudo dos melhores casos. Esse trabalho é composto por seis capítulos, em que o capítulo I mostra uma breve introdução do trabalho, o capítulo II aborda a teoria utilizada para o seu desenvolvimento, o capítulo III apresenta a metodologia, bem como as ferramentas e programas utilizados, o capitulo IV destaca os resultados obtidos e suas discussões, o capítulo V envolve as conclusões obtidas bem como algumas recomendações para futuros trabalhos e o capítulo VI apresenta as referências bibliográficas. Adson Alexandre Quirino da Silveira 3

15 CAPÍTULO II ASPECTOS TEÓRICOS

16 2. Aspectos teóricos Esta seção abrange as teorias utilizadas para o desenvolvimento deste trabalho, iniciando com a apresentação dos métodos de recuperação suplementar, seguido dos critérios para escolha do método a ser utilizado. Foi abordado o método para a análise da viabilidade econômica, como também foi realizado uma breve explanação dos reservatórios do pré-sal e por fim, o método utilizado para avaliar os resultados obtidos. 2.1 Métodos de recuperação suplementar Para que haja produção de fluidos em um reservatório, é necessário que se tenha energia suficiente para sua produção. Energia essa que recebe o nome de primária ou natural, e é resultado das situações pelas quais as jazidas passaram até se formar completamente (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Quando há produção de fluidos, é necessário que algum material venha substituir o espaço poroso ocupado pelos fluidos que foram produzidos. De modo geral a produção dos fluidos é devido dois principais fatores: a descompressão do reservatório que causa a expansão dos fluidos e a contração do volume poroso, e o deslocamento de um fluido por outro fluido, como exemplo a invasão da zona de óleo pela água de um aquífero (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Quando a recuperação primária não tem mais eficiência, parte-se para outros métodos (Figura 2.1), como a recuperação secundária ou convencional, em que se é feita a injeção de água ou de gás, esse método é o mais utilizado por não ter um custo tão elevado e possuir uma boa recuperação de óleo. Outro método é a recuperação terciária ou especial, divididos em térmicos, miscíveis, químicos entre outros. Adson Alexandre Quirino da Silveira 5

17 Figura 2-1 Métodos de recuperação suplementar. Fonte: Rodrigues, Recuperação primária de petróleo As reservas de petróleo inicialmente possuem certa quantidade de energia, a quantidade de óleo subtraída de um reservatório, devido unicamente a sua energia natural é conhecida como recuperação primária. Muskat (1949) define recuperação primária como o período de produção, começando com a descoberta do campo inicial, até que as fontes de energia originais para a produção de petróleo não sejam mais capazes de produzirem rentavelmente. Para Rosa et al. (2011) os três principais métodos de recuperação primária são: mecanismo de gás em solução, mecanismo de capa de gás e influxo de água. Sendo os dois primeiros exclusivamente de reservatórios de óleo, enquanto que o mecanismo de influxo de água pode ocorrer em reservatórios de gás. 2.2 Métodos convencionais de recuperação Ao se injetar um fluido em um reservatório, apenas com a finalidade de deslocamento de óleo para fora dos poros da rocha, ou seja, buscando um comportamento puramente mecânico, tem-se um processo classificado como método convencional de recuperação (THOMAS, 2004). Adson Alexandre Quirino da Silveira 6

18 Os objetivos básicos da recuperação secundária são o aumento da eficiência de recuperação e a aceleração da produção. (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Geralmente a recuperação primaria é baixa, e a depender das características do reservatório essa recuperação pode até ser nula. E, apesar da tecnologia atual da indústria de petróleo, a maior parte dos volumes originais de óleo encontrados no mundo é considerada irrecuperável pelos métodos atuais de produção, mesmo incluindo os métodos de recuperação secundária. A recuperação secundária com boa eficiência pode ser superior a 60%, embora o valor mais frequente seja de 30 a 50% (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Outro importante objetivo é a aceleração da produção, pois esse fator antecipa o fluxo de caixa esperado por um projeto, fazendo com que a empresa aumente o seu valor presente como também os investimentos realizados, melhorando a economicidade da explotação do campo Injeção de água Os objetivos primários da injeção de água, são a repressurização do reservatório e o aumento da recuperação de óleo com o deslocamento da água. A reinjeção da água produzida, é um processo que objetiva a reutilização da água que é extraída junto com o petróleo para obtenção de um maior fator de recuperação, isto é devido à queda de pressão que o reservatório sofre pela exaustão natural da energia primária. O método de recuperação secundário mais utilizado no mundo é a injeção de água, que foi primeiramente utilizado no campo de Bradford, EUA, no início de século. No Brasil, o primeiro campo a utilizar esse processo foi o de Dom João, localizado na Bahia, em 1953(Rosa; Carvalho; Xavier, 2011). Um dos fatores desse método ser o mais utilizado é devido o seu baixo custo econômico quando comparado com outros métodos, outro fator é a sua boa recuperação nos primeiros anos de injeção. Ao se injetar água em um reservatório, se eleva a saturação nas imediações do poço injetor, com isso é formado um banco de óleo a frente de água injetada. Entre a zona lavada e o banco de óleo tem-se uma zona onde a saturação de água cai bruscamente, região essa denominada de frente de avanço. Quando o banco de óleo chega ao poço produtor se verifica um aumento brusco da produção de óleo (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011). Adson Alexandre Quirino da Silveira 7

19 Para Rosa et al. (2011) as características do reservatório como o mecanismo de produção, tipo de rocha, propriedades dos fluidos entre outros é quem irão ditar as características do projeto de injeção, o tipo de malha, o número de poços, as cotas de injeção, a qualidade da água de injeção. E para o autor existe alguns fatores que influenciam um projeto de injeção de água (Figura 2.2), são eles: - Mecanismos de produção do reservatório: um reservatório com um forte influxo natural de água irá requerer uma menor vazão de injeção para que a pressão do reservatório seja mantida. O balanço de materiais é quem irá determinar o volume e a vazão total que irá manter a pressão do reservatório. - Características da rocha: como a permeabilidade, onde quanto maior for essa característica, mais o poço irá requerer um menor diferencial de pressão poço-formação traduzindo numa menor pressão de injeção. Porosidade, onde formações cujos poros apresentem diâmetro médio reduzido irão demandar um melhor tratamento da água para remoção dos sólidos e um controle bacteriológico mais eficiente. Argila, onde a presença desse material com tendência ao inchamento irá requerer uma água de injeção com salinidade compatível com a água da formação, para que os chamados choques salinos sejam evitados. - Características dos fluidos: em se tratando da água da formação, a água de injeção terá de ser quimicamente compatível para não ocorrer formação de precipitados. - Profundidade do reservatório: as pressões de injeção e fraturamento de um reservatório são proporcionais à sua profundidade, ou seja, influenciará diretamente no máximo diferencial de pressão em relação aos poços de injeção. Figura 2-2 Esquema de injeção de água. Fonte: Adson Alexandre Quirino da Silveira 8

20 2.3 Métodos especiais de recuperação Os métodos especiais de recuperação são empregados quando os convencionais não correspondem mais ao esperado, podendo isso ser creditado a dois fatores: alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais entre o óleo e o fluido injetado. Quando a viscosidade do fluido injetado é bem menor que a do fluido deslocado, o primeiro se move mais rapidamente no meio poroso, com isso encontra caminhos preferenciais se dirigindo rapidamente para os poços de produção, ficando assim o óleo retido no reservatório, pois o fluido injetado não se propagou adequadamente, deixando grandes volumes nas rochas (THOMAS, 2004). Esse método torna a produção de petróleo maior do que os métodos convencionais, já que além da repressurização e deslocamento do óleo realizado por esse método, o mesmo busca alterar as propriedades dos fluidos e a interação entre eles e a rocha, fazendo com que a resistência do fluido no meio poroso seja reduzida (WALSH, 2007). Quando um novo reservatório é descoberto, suas principais fontes de energia são: a energia da compressão da água e da rocha; a energia da compressão do óleo; a energia de compressão do gás; a energia de compressão da água contígua e em comunicação com o reservatório e a energia gravitacional que causa a segregação dos fluidos no reservatório (WALSH, 2007). Esses mecanismos de energia são liberados devido as operações realizadas nos poços, ocorrendo um declínio na pressão do reservatório, expansão de fluidos, induzindo o escoamento resultando na produção de fluidos no meio poroso. O volume líquido da expansão da rocha e dos fluidos no reservatório implica na expulsão de um mesmo volume de fluidos. Da mesma forma que a expansão da água contida nos aquíferos resulta na invasão do meio poroso, também favorecendo a produção dos fluidos. Por fim, a segregação gravitacional, que não resulta diretamente na expansão dos fluidos, mas faz com que o óleo fique do fundo do reservatório e o gás migre para o topo. Com isso, apenas os fluidos que estão nas partes mais baixas do reservatório são produzidos (WALSH, 2007). Adson Alexandre Quirino da Silveira 9

21 2.4 Classificação dos métodos especiais de recuperação de óleo (EOR) Alvarado e Manrique (2010) classificam os métodos de recuperação especial em: - Térmicos: onde se inclui a estimulação com vapor (injeção cíclica), injeção de vapor, drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD) e a combustão in-situ. Também se inclui nessa categoria o aquecimento eletromagnético. - Químicos: onde esse método geralmente lida com injeção de componentes ativos na interface. - Injeção miscível ou de solventes: são métodos geralmente associados a injeção de gases como os hidrocarbonetos gasosos (enriquecidos ou pobres), o dióxido de carbono e nitrogênio. Com relação ao solvente esse também poderá ser usado na fase líquida Métodos miscíveis Os métodos miscíveis são indicados em se tratando de baixas eficiências de deslocamento, ou seja, o fluido que é injetado não consegue retirar o óleo devido a altas tensões interfaciais. Esse método busca a redução substancial e se possível a eliminação das tensões interfaciais. Donaldson et al. (1989) cita três processos desse método: - Processo de deslocamento miscível: envolve a injeção de solvente, tal como álcool, hidrocarbonetos refinados, gases condensados de hidrocarbonetos entre outros que podem se dissolver no óleo. Esse solvente injetado reduzirá as forças capilares que causam a retenção do óleo nos poros da rocha reservatório. Nesse processo, a golfada injetada de solvente é seguida pela injeção de líquido ou gás, objetivando a mistura óleosolvente sair. Esses processos ainda podem ser subdivididos em: processo de golfada miscível, processo de gás enriquecido, processo de gás pobre a alta pressão e processos mútuos de solvente e dióxido de carbono. - Processo de golfada miscível: envolve a injeção de uma golfada de hidrocarbonetos líquidos igual à aproximadamente metade do volume poroso do reservatório, seguida de uma injeção de água ou gás para empurrar a golfada através do reservatório. No processo com gás natural enriquecido, a golfada injetada (10 a 20% do volume poroso) é seguida por gás pobre, ou gás pobre e água. No processo com gás pobre a alta pressão, esse fluido é injetado a alta pressão, com o objetivo da evaporação retrógrada do óleo cru e a formação de uma fase miscível de componentes C2 a C6, entre Adson Alexandre Quirino da Silveira 10

22 o óleo do reservatório e o gás. A diferença dos processos com gás enriquecido e com gás pobre a alta pressão é que no primeiro os componentes de C2 a C6 são transferidos do gás para o óleo, e no segundo processo, esses mesmos componentes são transferidos do óleo para o gás. - Processo de solvente mútuo: refere-se a injeção de solventes que são miscíveis tanto no óleo contido no reservatório quanto na água, formando uma fase única no reservatório favorecendo a sua recuperação. Porém e necessário uma concentração muito alta desses solventes para manter essa fase única. Para Hosltein e Stalkup (2007), os métodos miscíveis são processos provados, economicamente viáveis e aumentam significativamente a recuperação de óleo em muitos tipos de reservatório. A miscibilidade entre dois líquidos depende da sua semelhança química e de condições de pressão e temperatura, devido isso, se dá a importância de conhecer a análise do comportamento de fases, onde se tem o sistema com componente único (substância pura), o sistema com dois componentes, o sistema com três componentes (Figura 2.4), que para Rosa et al. (2011) provavelmente seja o diagrama mais importante no estudo do comportamento de fases de um sistema com três componentes, e o sistema multicomponentes. E à medida que esse número de componentes cresce seu estudo fica cada vez mais complexo tornando-se mais difícil de ilustrar o comportamento das fases como função da composição de um diagrama. Figura 2-3 Diagrama ternário para três componentes. Fonte: Adson Alexandre Quirino da Silveira 11

23 Injeção miscível de CO2 Ao iniciar a produção de um campo, a única energia presente no reservatório é a energia primária, e segundo Verma 2015, as recuperações primárias de petróleo variam entre 5 e 20% do óleo in place. E devido a essas baixas recuperações os engenheiros buscam uma maneira de melhorar essa recuperação no volume de óleo produzido. A região do pré-sal é rica em CO2 dissolvido no óleo, esse fator viabiliza o uso da reinjeção desse gás nos poços dessa região. Algumas das características que tornam a injeção de CO2 (Figura 2.5) eficaz são: redução da viscosidade do óleo, expansão do óleo, alta solubilidade com a água e redução da tensão interfacial. A injeção de CO2 pode ser miscível ou imiscível, na injeção miscível a solução formada no reservatório contém uma única fase, e com uma pressão acima da pressão mínima de miscibilidade (PMM) (NASIR; AMIRUDDIN, SPE INTERNATIONAL, 2008). Figura 2-4 Esquema de injeção miscível de CO2. Fonte: Diniz, Esse método se baseia no fato de que em certas condições termodinâmicas, o CO2 injetado no reservatório se mistura miscivelmente com o fluido do poço, formando uma única fase. Adson Alexandre Quirino da Silveira 12

24 O CO2 possui forte atração pelo óleo, se dissolvendo bem no mesmo, causando o inchamento e a vaporização, facilitando o deslocamento do fluido. A um primeiro contato o CO2 não é miscível com o óleo, porém em certas condições termodinâmicas uma frente miscível no reservatório é gerada. Essa zona miscível criada entre o CO2 e o óleo, é formada pela transferência de componentes de óleo para o CO2 (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2011) Injeção alternada de água e gás (WAG) A injeção alternada de água e gás (Figura 2.6) é um método que busca a combinação da estabilidade frontal da recuperação de água, em conjunto com os benefícios da injeção de gás, visando uma maior varredura do reservatório, consequentemente uma maior extração de óleo. A injeção de água tende a varrer as regiões mais inferiores do reservatório, enquanto que o gás as partes superiores, devido às forças gravitacionais. Geralmente esses fluidos são injetados alternadamente, porém podendo também ser injetados de forma contínua. Neste trabalho a injeção foi do tipo alternada, com o fluido água sendo sempre o primeiro a ser injetado no reservatório. Figura 2-5 Esquema de injeção alternada de água e gás (WAG). Fonte: Adson Alexandre Quirino da Silveira 13

25 A injeção apenas de gás, é um tipo de recuperação que demanda um alto custo, porém na região do pré-sal há uma grande quantidade de gás CO2, viabilizando esse tipo de injeção, além de um maior controle de emissões desse gás no meio ambiente. Geralmente o método WAG é dividido em, WAG miscível (miscible wateralternating-gas MWAG) e WAG imiscível (immiscible water-alternating-gas IWAG). Mas também existem outras variações desse método menos utilizadas, como o simultâneo (SWAG), o WAG assistido por espuma (FAWAG) e o WAG híbrido (HWAG) (SORBEL, 2015). No método WAG miscível, há uma miscibilidade do fluido injetado com o fluido do reservatório, já no primeiro contato ou com o passar do tempo, sob determinadas condições. Mas também pode ocorrer a miscibilidade parcial, onde o gás injetado não é completamente miscível com o óleo. A vantagem dessa miscibilidade está no fato desse gás reduzir a viscosidade do óleo contido no reservatório, resultando numa maior mobilidade do óleo contido nos poros em estágios tardios de produção. Devido à dificuldade da manutenção da pressão, há casos em que se pode ocorrer variação dessa miscibilidade durante o ciclo de produção do reservatório. (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011; TEMIZEL et al., 2014). No método imiscível o gás que é injetado no reservatório não é miscível com o óleo, e esse gás injetado desloca o óleo enquanto se mantém na sua fase gasosa, fornecendo uma frente entre as duas fases. Nesse processo, a água e o gás injetado não podem se tornar miscíveis com o óleo, embora trocas composicionais entre o óleo e o gás possam ser importantes para a recuperação do fluido e sua caracterização. Esse processo tem-se aplicado com a necessidade da melhora da estabilidade frontal ou a ocupação de zonas não varridas. Melhorando tanto a zona varrida como a eficiência microscópica de varrido (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011; TEMIZEL et al., 2014) Outros métodos Há outros processos que foram pesquisados e que não se enquadram nos métodos já citados anteriormente, como é o caso da recuperação microbiológica e a recuperação por ondas eletromagnéticas. Adson Alexandre Quirino da Silveira 14

26 No método microbiológico (Tabela 1) algumas espécies de bactérias são injetadas com água, seguidas de injeção de nutrientes, gerando a formação de um biopolímero insitu, onde sua função é desviar o fluxo da água posteriormente injetada para as áreas que ainda não foram varridas. Esse princípio é semelhante ao da injeção de polímero, com a função de bloquear canais ou regiões de maior permeabilidade ajudando com isso a eficiência de varrido e, consequentemente o fator de recuperação. Segundo Rosa et al. (2011), atualmente há alguns projetos em andamento, um deles é um projeto piloto conduzido pela Petrobras, no campo de Carmópolis, em Sergipe. Tabela Produtos microbiológicos e os seus efeitos. Fonte: Adaptado de Donaldson, Chilingarian e Yen, A recuperação por ondas eletromagnéticas é um processo onde o reservatório é aquecido por meio de ondas eletromagnéticas, oriundas da aplicação de uma diferença de potencial entre os poços do campo (THOMAS, 2004). Adson Alexandre Quirino da Silveira 15

27 2.5 - Critérios para a escolha do método especial de recuperação de óleo Na escolha do método especial de recuperação, o engenheiro de petróleo deve verificar as características do reservatório, os fluidos contidos no mesmo, os seus mecanismos de produção e as razões para baixas recuperações dos hidrocarbonetos. (RODRIGUES, 2012). Todos os métodos de recuperação especial possuem limitações em suas aplicações, derivadas da teoria, de testes de laboratório, bem como experiências de campo. Manichand (2002) nos mostra uma relação de critérios para a escolha do método de recuperação especial, listados esses na Tabela 2, mas para ele esses pontos não devem ser considerados absolutos, uma vez que são baseados em teorias e dados limitados de campo. Tabela Critérios para escolha de métodos de recuperação especial. Fonte: Manichand, 2002, p.27. Adson Alexandre Quirino da Silveira 16

28 2.6 Análise econômica de projetos A análise da viabilidade econômica de um projeto tem um papel fundamental na tomada de decisão de uma empresa, onde se poderá estimar as vantagens e desvantagens futuras que o projeto virá a ter. Há sempre uma busca de informações com maior grau de certeza através de métodos e ferramentas. Em se tratando da área petrolífera essa análise é de extrema importância, por ser uma área que envolve altos custos, onde esse estudo é fundamental para maximização dos lucros e a minimização dos riscos. Após uma seleção de métodos de recuperação avançada, do ponto de vista da engenharia, deve-se haver uma análise econômica para indicar o melhor método dentre os selecionados. Uma decisão errada poderá levar a lucros menores do que se estivesse escolhido outro método, e em caso de uma má opção, conduzir a prejuízos bem maiores (RODRIGUES, 2012) Método do valor presente líquido (VPL) O método do valor presente líquido (VPL) é o mais utilizado em análise de investimentos. Contudo, não existe método melhor que outro. Os diferentes critérios medem os diferentes aspectos de um projeto. Nesse contexto, o VPL mede o lucro em termos absolutos. Devido a sua fácil interpretação os profissionais da área financeira adotam esse método com mais frequência (Filho et al. 2016). Esse método têm a finalidade de valorar em termos de valor presente o impacto dos eventos futuros ligados a um projeto ou alternativa de investimento, ou seja, mede o valor presente dos fluxos de caixa gerados pelo projeto ao longo da sua vida útil. O valor presente líquido (VPL) é um método utilizado na análise da viabilidade de um projeto de investimento. Ele é definido como o somatório dos valores presentes dos fluxos estimados de uma aplicação, calculados a partir de uma taxa dada e do seu período de duração. Podendo esses fluxos serem positivos ou negativos, a depender dos valores de entrada ou saída (CAVALCANTE, 2006). Caso esse VPL encontrado no cálculo seja negativo, o retorno que o projeto terá será menor que o investimento inicial, sugerindo uma não aprovação do mesmo. Caso seja positivo, o valor obtido no projeto pagará o investimento inicial, tornado-o viável. Para Hirshfeld (2000), o valor presente de um fluxo de caixa de uma alternativa j, (Equação 2), é a somatória algébrica dos valores presentes Ft, ligados a este fluxo de caixa. Então: Adson Alexandre Quirino da Silveira 17

29 N Ft VPLj = i=1 Io (1) (i+1) t VPLj = valor presente líquido de um fluxo de caixa de alternativa j. Ft = cada um dos diversos valores futuros envolvidos no fluxo de caixa. i = taxa mínima de atratividade. Io = Investimento inicial do projeto. Para Hirshfeld (2000), um projeto só deve ser realizado se o seu VPL for nulo ou positivo, mas jamais se for negativo. Na análise econômica de um projeto, um critério importante a ser levado em consideração é o Payback, que é o tempo em que a empresa ou investidor irá precisar para recuperar o investimento realizado Receitas Para o cálculo da receita, precisa-se da produção acumulada de óleo, levando em consideração todo o tempo de projeto. Para um fluxo de caixa anual, necessita-se do cálculo do volume produzido anualmente. Em termos financeiros, o preço do barril de petróleo foi de 50 dólares. A seguir o cálculo para a receita, (Equação 3): R = Vóleo.Pbarril (2) Onde: R = receita Vóleo = volume de óleo produzido, medido nas condições padrão por ano (bblstd/ano) Pbarril = preço do barril de petróleo (US$/bblstd) CAPEX (Capital expenditures) e OPEX (Operacional expenditures) CAPEX (Capital expenditures) O CAPEX designa os investimentos na aquisição ou melhorias iniciais de um projeto, onde em se tratando deste trabalho se inclui custos de perfuração de poços, aquisição de equipamentos. Adson Alexandre Quirino da Silveira 18

30 - Para o CAPEX foi levado em consideração: - Aquisição do equipamento de permeação em membranas; - Aquisição do compressor; - Perfuração e completação de poços offshore. OPEX (Operacional expenditures) O OPEX é o capital utilizado para manter ou melhorar os lucros de uma empresa, em se tratando deste trabalho tem as despesas operacionais, custo de tratamento dos fluidos, manutenção dos equipamentos, participação governamental. - Custo de operação do equipamento de permeação em membranas Os custos com operações na planta de permeação foram obtidos de Oliveira (2016), com valor de ,00 US$/ano. - Custo de injeção dos fluidos utilizados, (Equação 4) e (Equação 5): Cinj_água = Cágua_inje.Vinj_água (3) Cinj_gás = Cgás_inje.Vinj_gás (4) Onde: Cinj_água = custo da injeção de água (US$) Cinj_gás = custo da injeção de gás (US$) Cágua_inje = custo para injeção de água (US$/m 3 ) Cgás_inje = custo para injeção de gás (US$/m 3 ) Vinj_água = volume de água injetado (m 3 ) Vinj_gás = volume de gás injetado (m 3 ) - Custo para separação, tratamento e descarte da água, (Equação 6) Ctrat_água = Cágua.Vágua_pro (5) Onde: Ctrat_água = custo de separação, tratamento e descarte da água produzida (US$) Cágua = custo de separação, tratamento e descarte da água produzida (US$/m 3 ) Vágua_pro = volume de água produzida (m 3 ) Adson Alexandre Quirino da Silveira 19

31 - Custo para elevação dos fluidos, (Equação 7) Cele = Cele_flu.Vprod (6) Onde: Cele = custo de elevação dos fluidos (US$) Cele_flu = custo de elevação dos fluidos (US$/bbl) Vprod = volume de fluido produzido (bbl) - Custo dos Royalties Os royalties são cobrados de empresas que exploram matéria-prima, de acordo com a quantidade, o valor arrecadado fica para o poder público. Para o cálculo dos royalties, ou seja participação governamental, foi considerado 15% da receita. 2.7 Reservatórios do pré-sal brasileiro As descobertas na região do pré-sal (Figura 2.7) foram uma das mais importantes da última década, onde sua província é composta por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e um alto valor comercial. Figura 2-6 Localização geográfica do pré-sal. Fonte: Petrobras, Adson Alexandre Quirino da Silveira 20

32 A sua produção a cada ano vem novos batendo recordes, em que no pré-sal passou de 41 mil barris por dia, em 2010, para 1 milhão de barris por dia em meados de Essa marca foi atingida em menos de dez anos após a descoberta nessa região (PETROBRAS, 2016). Esse alto crescimento da produção comprova a alta produtividade do pré-sal, representando uma marca significativa na indústria petrolífera, especialmente porque esses campos estão situados em águas profundas e ultraprofundas. Um dado comparativo que mostra a alta produção no pré-sal é que, a Petrobras precisou em 1894 de poços produtores para chegar a uma marca de 500 mil barris diários, enquanto que no pré-sal esse volume de óleo foi dobrado com apenas 52 poços (PETROBRAS, 2016). Um exemplo desse volume expressivo está na bacia de Santos, onde por dia são produzidos em torno de 25 mil barris de óleo, muito acima da média da indústria. Dos dez poços que possuem a maior produção, nove estão nessa área, o que possui a maior produção é o campo de Lula, com uma vazão média diária de 36 mil barris diários de petróleo (PETROBRAS, 2016) Simulação numérica de reservatórios É a partir da simulação numérica de um reservatório, que se consegue prever o comportamento do mesmo durante determinado tempo, pois para a tomada de decisão de uma empresa, a mesma necessita que os resultados sejam o mais próximo do real possível, para evitar prejuízos futuros. A simulação usa modelos computacionais para predizer o comportamento dos fluidos, através do meio poroso. Esse estudo estima o desempenho de um campo sujeito a um ou mais esquemas de produção, que apesar de poder ser produzido apenas uma vez, com altos custos, seu modelo pode ser simulado muitas vezes, com baixo custo e em um curto tempo. A partir dos resultados de um certo modelo, que represente diferentes condições de produção, é possível se ter informações que auxiliem na escolha de um modelo final para a aplicação em um determinado reservatório (BATYCKY et al., 2007). Para Rosa et al. (2011), os simuladores numéricos são classificados em função de três características básicas: tratamento matemático, número de dimensões consideradas e número de fases admitidas. Adson Alexandre Quirino da Silveira 21

33 - Tratamento matemático: esses podem ser classificados de acordo com a maneira pela qual o comportamento físico e a característica de desempenho são matematicamente tratados. No simulador tipo Beta, conhecido também na literatura como Black oil, envolve funções de pressão e temperatura do reservatório. E se admite que cada uma das fases (água, óleo e/ou gás) presentes no reservatório seja constituída de um único componente. No modelo composicional se considera a pressão, temperatura e as composições das diversas fases presentes no meio poroso. Nesse modelo o óleo não é mais considerado como um único componente, como no modelo Black oil, mas sim pelos vários hidrocarbonetos que o compõe. E o modelo térmico, usado quando é necessário considerar os efeitos da variação de temperatura no interior do reservatório. - Número de dimensões: podendo ser unidimensional, onde se admite o fluxo em uma única direção. O bidimensional, onde a simulação leva em consideração duas dimensões, podendo representar fluxo horizontal, fluxo vertical e fluxo radial. E o tridimensional, onde se admite o fluxo em três direções x, y e z. - Número de fases: podendo ser monofásico, quando se considera apenas uma única fase. Bifásico, onde duas fases são levadas em consideração. E o modelo trifásico quando é considero três fases no reservatório. Adson Alexandre Quirino da Silveira 22

34 CAPÍTULO III MATERIAIS E MÉTODOS

35 3. Materiais e métodos Este capítulo aborda as ferramentas computacionais utilizadas, bem como: a modelagem do reservatório abordada e suas características, a modelagem de fluido utilizada de acordo com o tipo de reservatório, que tem características do pré-sal, se utilizando das imagens e gráficos dos parâmetros abordados para melhor explanação. 3.1 Ferramentas computacionais Para modelagem do fluido, montagem do modelo de reservatório bem como suas características, entre outros parâmetros foram utilizadas algumas ferramentas contidas no pacote de simulação, desenvolvidos pela CMG (Computer Modelling Group Ltd.), em sua versão 2014, listadas a seguir: - Builder: o builder é uma ferramenta utilizada para modelagem do reservatório, simplificando a criação de modelos de simulação. Com essa ferramenta se molda reservatórios, adiciona-se características ao mesmo como propriedades das rochas e de fluidos, temperatura e pressão, escolhe-se correlações, cria-se poços com características de injeção ou produção, entre outras características (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). - Winprop: é uma ferramenta que modela, caracteriza, identifica com precisão o comportamento da fase e propriedades dos fluidos, resolvendo cálculos complexos em pouco tempo. Como também utiliza da regressão para fazer ajuste de dados de laboratório, construir diagrama de fases, entre outras funcionalidades. Essa ferramenta possibilita a análise do comportamento de fase de reservatórios de gás e óleo, e também a geração das propriedades dos componentes para os simuladores composicionais (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). - GEM: o GEM foi o módulo responsável pela realização das simulações realizadas ao longo deste trabalho. É um simulador composicional de equações de estado, multidimensional, podendo simular mecanismos de injeção de gás miscível, de água. Essa ferramenta foi utilizada por permitir a simulação em reservatórios com alta complexidade, e com diversas interações durante o seu processo de produção. Sendo preferencialmente utilizado em poços que utiliza métodos miscíveis e químicos (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). - Results graph e results 3D: o results graph foi utilizado para traçar curvas das propriedades do poços em função do tempo, podendo ser comparados de forma rápida a Adson Alexandre Quirino da Silveira 24

36 partir dos valores de saída do software. O software também permite que sejam realizadas fórmulas, combinando essas variáveis padrão, para obtenção de novas curvas. O results 3D trabalha com visualizações bidimensional e tridimensional (COMPUTER MODELLING GROUP LTD., 2014). 3.2 Modelagem do fluido Umas das dificuldades de se modelar fluidos com características do pré-sal é a obtenção de dados na literatura. Pois para sua modelagem necessita-se de características de PVT, como a composição do fluido, pressão de saturação, teste do separador, pressão mínima de miscibilidade entre outros dados. Para a modelagem do fluido é necessário um grande número de componentes, para um comportamento mais próximo de real possível no reservatório, porém esse elevado número sobrecarrega os cálculos das equações de estado, interferindo diretamente no tempo de simulação e no seu custo final. Por essa razão foi utilizado o modelo composicional, cujas características são de um óleo leve a 56 0 C, com um grau API de 33,8 e pressão de saturação de 5598,65 psi. O esquema utilizado foi o proposto por MOORTGAT at al (2010), apresentado na Tabela 3 a seguir. Tabela 3-1 Composição do fluido analisado. Componente Fração molar Componente Fração molar CO2 0,0824 C9 0,0169 N2 0,0037 C10 0,0155 C1 0,5129 C11 0,0126 C2 0,0707 C12 0,0115 C3 0,0487 C13 0,0119 ic4 0,0090 C14 0,0098 nc4 0,0179 C15 0,0096 ic5 0,0059 C16 0,0075 nc5 0,0086 C17 0,0068 C6 0,0113 C18 0,0069 C7 0,0164 C19 0,0063 C8 0,0210 C20+ 0,0762 Fonte: Moortgat et al (2010, p.9). Adson Alexandre Quirino da Silveira 25

37 A Tabela 4, apresenta o agrupamento dos fluidos em pseudocomponentes, mostrando uma redução dos fluidos de 24 componentes para 7 pseudocomponentes. Essa redução é bastante utilizada, por apresentar resultados semelhantes ao modelo não agrupado. Tabela Agrupamento do fluido em pseudocomponentes. Pseudocomponente Fração molar CO2 0,0824 N2 - C1 0,5166 C2 - C3 0,1194 ic4 - nc5 0,0414 C6 - C9 0,0656 C10 - C19 0,0984 C20+ 0,0762 Fonte: Moortgat et al (2010). Características do C20+: - Densidade do gás: 0, Massa molecular C20+: Massa específica (g/cm³) C20+: 0, Viscosidade do fluido A viscosidade é um parâmetro de grande importância em um reservatório, pois essa característica tem influência no escoamento do fluido dentro do reservatório. Durante o processo foram realizados ajustes a partir de correlações para os dados de densidade do óleo (Figura 3.1), fator volume de formação (Figura 3.2), razão de solubilidade (Figura 3.2) e viscosidade do óleo (Figura 3.3). Abaixo os ajustes de curva realizados: Adson Alexandre Quirino da Silveira 26

38 Figura 3-1 Ajuste de viscosidade do fluido. Figura 3-2 Ajuste de curva para a razão de solubilidade e fator volume de formação. Adson Alexandre Quirino da Silveira 27

39 Figura 3-3 Ajuste de curva para a viscosidade do fluido Diagrama de fases A Figura 3.4 relaciona o envelope de fases do fluido, comparando os componentes não agrupados, com os pseudocomponentes agrupados, se notando uma grande semelhança dos dois casos. Também está especificado na Figura 3.4, o ponto crítico do fluido, em torno de C e 5501 psia. Figura 3-4 Diagrama de fases do fluido não agrupado e do fluido agrupado. Adson Alexandre Quirino da Silveira 28

40 3.2.3 Curvas de permeabilidade relativas As Figuras 3.5 e 3.6 representam as curvas de permeabilidade relativa dos sistemas água-óleo e líquido-gás, respectivamente: Figura 3-5 Curva de permeabilidade para o sistema água-óleo. Fonte: Santos, 2015 Figura 3-6 Curva de permeabilidade para o sistema líquido-gás. Fonte: Santos, Adson Alexandre Quirino da Silveira 29

41 3.3 Modelagem do reservatório Para o modelo base foi utilizado um reservatório com características semelhantes às do pré-sal. Para Mello et al. (2009), as bacias do Sudeste de Santos apresentam porosidade em torno de 8 a 20%, e permeabilidade entre 50 md e 500 md. E segundo Gaffney, Cline & Associates (2010) o campo de Tupi tem uma porosidade aproximada de 11%, baseado em dados disponibilizados pela ANP. O reservatório possui uma malha five-spot normal. E foi considerado um reservatório homogêneo, regular e simétrico. A Tabela 5, apresenta algumas características do modelo físico utilizado. Tabela Características do modelo físico do reservatório. Características Valores Total de blocos 9747 Número de blocos da direção i 19 Número de blocos da direção j 19 Número de blocos da direção k 27 Tamanho dos blocos na direção i (m) 42,1052 Tamanho dos blocos na direção j (m) 42,1052 Tamanho dos blocos na direção k (m) 2,2222 Área do modelo (m 2 ) 800 Espessura do modelo (m) 60 Fonte: Próprio autor. A figura 3.7 mostra o esquema de malha adotado para este trabalho, com quatro poços injetores e um poço produtor. Figura 3-7 Malha five-spot normal. Fonte: Adson Alexandre Quirino da Silveira 30

42 A figura 3.8 mostra uma visão geral do modelo 3D do reservatório. Figura 3-8 Modelagem 3D do reservatório. Fonte: Próprio autor Características da rocha reservatório A seguir as características adotadas para a simulação, (Tabela 6): Tabela Características da rocha reservatório. Características Valores Pressão inicial no topo do reservatório (psi) (kpa) 8904 (61.390,91) Temperatura inicial ( F) ( C) 201 (93,89) Permeabilidade horizontal, κh (md) 500 Permeabilidade Vertical, κv 50 Porosidade (%) 11 Compressibilidade da (psi-1) (kpa-1) 9x10-8 (1,3053x10-8 ) Pressão de saturação (psi) 5598,65 Profundidade do topo (m) 5312 Saturação de água conata, Swc (%) 29 Adson Alexandre Quirino da Silveira 31

43 Espessura do reservatório (m) 60 Espessura da zona de óleo (m) 58 Contato água-óleo (m) 5370 Fonte: próprio autor. 3.4 Condições operacionais do reservatório A Tabela 7 apresenta as características dos poços adotados neste trabalho. Tabela Características dos poços injetores e produtor. 3.5 Análise técnico-econômica Fonte: próprio autor. Para a análise do fluxo de caixa foram utilizados os seguintes parâmetros: - Receita - Aquisição do equipamento de permeação em membranas; - Aquisição do compressor; - Perfuração de poços offshore; - Custo com operações na planta de permeação em membranas; - Custo para injeção de fluidos; - Custo para separação, tratamento e descarte da água; - Custo para elevação dos fluidos; - Royalties; Características Valor Pressão mínima no poço produtor (psi) (kpa) (41.368) Vazão máxima de líquidos no poço produtor (m³ std/d) Pressão máxima nos poços injetores (psi) (kpa) (75.842) Vazões máximas no poço injetor de água (m³ std/d) Vazões máximas no poço injetor de CO2 (m³std/d) Malha do reservatório 50, 100 e , e Five-spot normal Pressão de saturação (psi) 5598,65 Tempo de projeto (anos) 20 Adson Alexandre Quirino da Silveira 32

44 Os custos para o cálculo do CAPEX foram: - Aquisição do equipamento de permeação de membranas - Aquisição do compressor - Perfuração e completação de poços offshore O custo com os equipamentos de permeação em membranas foram obtidos de Oliveira (2016), tendo um custo de US$ Ainda para Oliveira (2016) os custos com projetos offshore são 2,2 vezes mais caros que em um projeto onshore, portanto com a correção se obteve um custo final de US$ ,00. O custo com a aquisição do compressor foi obtido de Oliveira (2016), e foi estimado não apenas o valor do compressor, mas também o transporte, treinamento de pessoal, entre outros serviços, com um valor final de US$ ,00. Para o cálculo do valor médio de um poço na região do pré-sal, levou-se em consideração o aluguel de uma sonda custando US$ ,00 a diária, uma duração média de perfuração de 90 dias, adicionado aos custos como logística, mão de obra, material, impostos entre outros, se obteve um custo final de US$ ,00. Para o cálculo do VPL foi levado em conta apenas o custo de 1 poço, o poço produtor, pois seria inviável levar em consideração o custo de 5 poços, com a receita de apenas 1 poço produtor. A seguir na Tabela 8, os valores CAPEX considerados. Tabela Valores para os custos CAPEX. Dados Valores Aquisição da planta de permeação (US$) ,00 Aquisição do compressor (US$) ,00 Custo da perfuração e completação de poço offshore (US$/poço) Fonte: próprio autor A seguir os custos para o OPEX, Tabela 9: Tabela Valores para os custos OPEX. Dados Custo com operações no equipamento de permeação (US$/ano) ,00 Valores ,00 Custo para injeção de fluidos, água e CO2(US$/bblóleo) 2,00 Custo para separação, tratamento e descarte da água (US$/m 3 ) 3,00 Adson Alexandre Quirino da Silveira 33

45 Custo para elevação dos fluidos (US$/bblóleo) 5,00 Custo com os royalties (% da receita bruta) 15 Valor do barril de petróleo (US$/bblóleo) 50 Fonte: próprio autor Alguns dados como o custo para injeção de fluidos, separação e tratamento e elevação dos fluidos foram obtidos de Rodrigues (2012). E para os custos de injeção de fluidos, separação e tratamento e custo com operação de equipamentos foi levado em consideração a correção dos valores com o fator 2,2 como já citado anteriormente para projetos offshore. A planta de permeação em membranas, o compressor e a manutenção da planta de permeação foram rateados por 4, ou seja como se a FPSO (Floating production storage and offloading) produzisse com 4 poços produtores, por levar em consideração que uma FPSO não trabalha apenas com um poço em produção, por se tratar de uma plataforma de elevado custo. Adson Alexandre Quirino da Silveira 34

46 3.6 Metodologia para realização deste trabalho A Figura 3.9, apresenta o esquema adotado para realização deste trabalho. Figura 3-9 Fluxograma da metodologia realizada. Fonte: próprio autor. Adson Alexandre Quirino da Silveira 35

47 CAPÍTULO IV- RESULTADOS E DISCUSSÕES

48 4. Resultados e discussões Neste capítulo são abordados os resultados obtidos a partir das simulações realizadas. De início, foi realizada uma análise de cotas de injeção de água e gás em separado, analisando seus fatores de recuperação, em seguida foi feito a análise de injeção WAG, comparando-as, mostrando o crescimento do fator recuperável do óleo do método WAG, após realizadas as escolhas de cotas dos fluidos e o seu tempo de injeção, foi feito a análise VPL para as cotas de fluido escolhidas, comparando-as, como também comparando seus valores máximos. 4.1 Recuperação primária Para a análise da recuperação primária, foi utilizado apenas um poço produtor sem nenhum tipo de injeção, a completação utilizada foi a total, ou seja, em toda a região da zona de óleo. A figura 4.1 exibe uma configuração da saturação de óleo do reservatório, antes do início de sua produção. Pode-se observar que apenas a última camada não foi canhoneada. Figura 4-1 Corte do reservatório com visualização do poço produtor. Fonte: próprio autor Adson Alexandre Quirino da Silveira 37