ANÁLISE DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO DE CO2E ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL

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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 DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO DE CO2E ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL Novembro de 2017 NATAL, RN

2 ANÁLISE DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 E ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL 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): Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior Novembro de 2017 NATAL, RN ii

3 Junior Orientadores: Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Dr. Tarcilio Viana Dutra ANÁLISE DOS PROCESSOS DE INJEÇÃO CONTÍNUA DE CO2 E ÁGUA EM RESERVATÓRIOS COM CARACTERÍSTIVAS DO PRÉ-SAL Natal, 22 de Novembro de 2017 O aluno foiconsiderado aprovadonoseu trabalho de conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo. Banca examinadora formada por: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas Orientadora - UFRN Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior Orientador - UFRN Msc.MarceloPenninck Junior Membro examinador UFRN iii

4 MADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Análise dos processos de injeção contínua de CO2 e água em reservatórios com características do pré-sal f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Orientadores:Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Prof. Dr. Tarcilio Viana Dutra Junior RESUMO A província do pré-sal é composta por grandes concentrações de óleo leve, de boa qualidade e alto valor comercial, sendo um marco importante nas últimas décadas no Brasil e no mundo. Existem várias técnicas de recuperação do reservatório. A injeção de água é um processo de deslocamento do óleo, bastante utilizada na indústria do petróleo devido sua ampla disponibilidade e baixo custo de operação. A injeção de CO2 pode ser considerada um método miscível, esse processo elimina as tensões interfaciais dos fluidos. Neste trabalho foi feito a análise dos processos de injeção de CO2 e água em reservatórios com características do présal, através da modelagem dos fluidos, simulação do reservatório, perfuração e completação de diversas configurações de poços e uma análise comparativa entre os dois processos, pelo método de simulação numérica no software da CMG, modulo WinProp, Builder, GEM e Results Graphics e 3D. Buscando obter o melhor método de produção, de acordo com o fator de recuperação, analisando as malhas, as vazões de injeção e os canhoneados. Essa pesquisa contribuiu para mostrar que A utilização da produção primaria para o reservatório estudado deu uma resposta de fator de recuperação de 14,11 %, com a aplicação da injeção de água como um método de recuperação alcançou 57,77 %, enquanto que a injeção de CO2 atingiu 94,95 %. Outro fator fundamental é a reutilização de um composto causador de impactos ambientais em um aliado, diminuindo o problema e incrementando a recuperação, simultaneamente. Palavras-Chave: Injeção de CO2. Injeção de água. Pré-sal. Simulação de reservatórios. Recuperação avançada de petróleo. Recuperação especial de petróleo. iv

5 MADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Analysis of the processes of injecting CO2 and water in reservoir with Brazilian pre salt characteristics pages. Final Project Paper Undergraduation on Petroleum Engineering, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brazil, Advisor: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas, Prof. Dr. Tracilio Viana Dutra Junior ABSTRACT The pre-salt field is composed of large concentrations of light oil, with good quality and high commercial value, being an important historic mark in the last decades in Brazil and in the world. There are several reservoir recovery techniques. Water injection is an oil displacement process, widely used in the oil industry due to its wide availability and low operating cost. CO2 injection could be considered a miscible method, this process eliminates the interfacial tensions of the fluids. In this research the CO2 and water injection processes were performed in reservoirs with pre-salt characteristics, through fluid modeling, reservoir simulation, drilling and completion of several well configurations and a comparative analysis between the two processes, by numerical simulation method in CMG software, WinProp, Builder, GEM and Results Graphics and 3D. Seeking to obtain the best production method, according to the recovery factor, analyzing the injections patterns, the injection rate and the completion. This research contributed to show that the use of primary production to the reservoir studied gave a recovery factor response of 14.11%, with the application of water injection as a recovery method reached 57.77%, while the injection of miscible CO2 reached 94.95%. Another key factor is the reuse of a compound that causes environmental impacts on an ally, reducing the problem and increasing recovery simultaneously. Keywords: CO2 flooding. Water flooding. Brazilian pre salt. Resevoir simulation. Enhanced oil recovery. Improved oil recovery. v

6 DEDICATÓRIA Dedico esta, bem como as minhas demais conquistas, à minha mãe, Adriana Moura Monteiro Madruga, por acreditar no meu potencial, pelos sacrifícios feitos, pelas orações feitas e por sempre me incentivar a fazer além do que os demais fazem. Agradecer aos meus pais e familiares por todo o apoio e incentivo dado ao longo de toda minha vida. À minha orientadora e amiga Jennys Lourdes Meneses Barillas por ter me apoiado, tido paciência, me indicado os melhores caminhos a percorrer e ter transmitido conhecimento e confiança para fazer deste trabalho o mais excelente possível. Ao meu orientador e exemplo Tarcilio Viana Dutra Juniorpelas oportunidades de acompanhar ele durante suas aulas e expandir meus conhecimentos. Ao meu colega e grande amigo Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de Albuquerque Neto por ter me acompanhado nos estudos, companheiro de trabalhos e projetos, ter sido um dos grandes incentivos para meu espírito competitivo. A todos os professores do curso de engenharia de petróleo da UFRN, em especial da área de reservatórios, por saciarem minha sede de conhecimento, se mostrarem presentes para as dúvidas, ter me passado o máximo de conhecimento possível e apresentado a beleza que é a engenharia de petróleo e a engenharia de reservatórios. Agradeço a todos que de forma direta ou indireta estiveram presentes e influenciaram nesse período de 5 anos de aprendizado. Dedico ao meu irmão, João Victor Moura Monteiro Madruga, para que se inspire, obtenha sucesso na vida, acredite no seu potencial e sempre ultrapasse seus limites. vi

7 AGRADECIMENTOS Agradeço à Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pelo conhecimento e oportunidades adquiridas. Agradeço à Computer Modelling Group pela disponibilidade de seus softwares. Agradeço ao LASIMPET pela estrutura tecnológica. Agradeço ao DPET pelo apoio fornecido. vii

8 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO 1 2 ASPECTOS TEÓRICOS PETRÓLEO CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO RESERVATÓRIO FORMAÇÃO DA CAMADA PRÉ-SAL CARACTERÍSTICAS DOS RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO Mecanismos de produção Injeção contínua de água Injeção miscível de CO2 8 3 MATERIAS E MÉTODOS FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS UTILIZADAS WinProp Builder GEM Results Graphs e 3D MODELO DE FLUIDO Propriedades dos fluidos e das rochas INTERAÇÃO ROCHA FLUIDO CARACTERÍSTICAS DO MODELO BASE DO RESERVATÓRIO CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS DO MODELO BASE METODOLOGIA PARA REALIZAÇÃO DO TRABALHO 24 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 26 viii

9 4.1 ESTUDO DO PROCESSO SEM INJEÇÃO DE FLUIDOS Análise da pressão de fundo de poço do Modelo Base ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA Análise das malhas de produção Influência da vazão de injeção de água na produção de óleo Análise dos poços produtores direcionais ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO Análise das malhas de produção Influência da vazão de injeção de CO2 na produção de óleo Análise dos poços produtores direcionais COMPARATIVO ENTRE A INJEÇÃO DE CO2 E DE ÁGUA 50 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES CONCLUSÕES RECOMENDAÇÕES 52 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 54 ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1: Representação geológica do pré-sal Figura 2-2: Localização geográfica da província Figura 2-3: Método de recuperação Figura 3-1: Curva de fator volume de formação e razão de solubilidade em função da pressão Figura 3-2: Curva de densidade do óleo em função da pressão Figura 3-3: Curva de viscosidade do óleo em função da pressão Figura 3-4: Comparativo do envelope de fases Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa da água e do óleo em função da saturação de água Figura 3-6: Curva de permeabilidade relativa do gás e do óleo em função da saturação de liquido Figura 3-7: Diagrama ternário do fluido do reservatório Figura 3-8: Comparativo do Modelo Base e os dados fornecidos Figura 3-9: Vista ik do Modelo Base Figura 3-10: Vista 3D do Modelo Base Figura 3-11: Poço vertical com canhoneio completo do intervalo Figura 4-1: Exibição das pressões de fundo do poço produtores Figura 4-2: Comparativo do Fator de Recuperação para as diferentes pressões de fundo do poço Figura 4-3: Comparativo da capa de gás formada para as diferentes pressões Figura 4-4: Configurações das malhas de injeção de água Figura 4-5: Comparativo do FR para as configurações de malhas Figura 4-6: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha Figura 4-7: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de água Figura 4-8: Comparativo do Qo para as diferentes vazões de injeção de água x

11 Figura 4-9: Mudanças dos poços produtores para a injeção de água Figura 4-10: Comparativo do FR para as mudanças dos poços direcionais Figura 4-11: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores Figura 4-12: Comparativo das configurações de malhas de injeção de CO Figura 4-13: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha para injeção de CO Figura 4-14: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de CO Figura 4-15: Comparativo do FR para as mudanças do canhoneio para a injeção de CO Figura 4-16: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores Figura 4-17: Comparativo do FR para a injeção de água e CO xi

12 LISTA DE TABELAS Tabela 2-1: Classificação API do óleo Tabela 2-2: Estimativa do FR para os diversos mecanismos de produção Tabela 3-1: Componentes do fluido presente no reservatório Tabela 3-2: Agrupamento do fluido no reservatório Tabela 3-3: Propriedades do reservatório Tabela 3-4: Configuração do refinamento do reservatório Tabela 3-5: Parâmetros operacionais Tabela 4-1: Relação entre BHP e o FR Tabela 4-2: Configuração de malhas para a injeção de água Tabela 4-3: Relação vazão de injeção de água e o FR Tabela 4-4: Descrição das mudanças dospoços produtores do modelo de injeção de água Tabela 4-5: Relação vazão de injeção de CO2 e FR xii

13 LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS API American PetroleumInstitute BHP Bottom Hole Pressure CMG Computer Modelling Group Ltd. CO2 Dióxido de carbono CO2inj Dióxido de carbono injetado cp - centipoise C1 - Metano C2 - Etano C3 - Propano C6 - Hexano C7 - Heptano C8 - Octano C9 - Nonano C10 - Decano C11- Undecano C12- Dodecano C13- Tridecano C14- Tetradecano C15- Pentadecano C16- Hexadecano C17- Heptadecano C18- Octadecano C19- Nonadecano C20+- Eicosano mais FR Fator de recuperação i direção do eixo x xiii

14 ic4 isobutano ic5 isopentano ij plano formado pelo eixo x e y ik plano formado pelo eixo x e z j direção do eixo y k direção do eixo z kgf/cm 2 quilograma força por centímetro quadrado km quilometro kpa quilo pascal krg permeabilidade relativa ao gás krog permeabilidade relativa ao óleo e gás krow permeabilidade relativa ao óleo e água krw permeabilidade relativa a água Mm 3 std/d mil metros cúbicos padrões por dia Mm 3 /d mil metros cúbicos por dia m - metro md -mili Darcy m 3 std/d metros cúbicos padrões por dia m 3 std/m 3 std - metros cúbicospadrões por metros cúbicos padrões m 3 /d - metros cúbicos por dia N2 Nitrogênio nc4 normal butano nc5 normal pentano P pressão pp pontos percentuais Psi pound per squaredinch Q vazão Qo vazão de óleo rb/stb relative barrel per stock tank barrel RGO razãogás-óleo scf/stb standard cubic foot per stock tank barrel xiv

15 Sgas gás saturation Sl saturação de líquido Soil oilsaturation Sw saturação de água Swater watersaturation UFRN Universidade Federal do Rio Grande do Norte 2D duas dimensões 3D três dimensões o API grau API o C grau Celsius o F grau Fahrenheit % - porcentagem xv

16 1 INTRODUÇÃO A importância do petróleo na sociedade é extrema e fundamental, não apenas como uma das principais fontes de energia, mas seus derivados são a matéria prima para inúmeros bens de consumo. A Petrobras conduziu as descobertas de um marco importante, o achado do pré-sal. O reservatório do pré-sal apresenta grandes quantidades de óleo leve com elevado valor comercial devido a sua ótima qualidade. A formação geológica do pré-sal está localizada abaixo de uma extensa camada de sal, com características de grandes depressões onde são acumuladas e retidas matéria orgânica, que através de processos termoquímicos se transformam em hidrocarbonetos (PETROBRAS,2015a). A engenharia de reservatórios é um estudo do comportamento dos processos de produção de um reservatório de petróleo, usado para otimizar a produção, no aspecto operacional e econômico. As fontes de energia primária do reservatório são provenientes das circunstancias e situações sofridas pela formação. A perda dessa energia é identificada pelodecréscimo da pressão do reservatório, expansão dos fluidos e a indução do escoamento dos fluidos (WALSH, 2007). O primeiro estimulo de produção origina do próprio reservatório com sua energia natural, o segundo é proveniente da recuperação convencional e o terceiro resultante da recuperação especial (THOMAS, 2004). O presente trabalho foi realizado através dos softwares de simulação providos pelo Computer Modelling Group Ltd.- CMG. O WinProp utilizado para a modelagem do fluido, o Builder para a construção física do reservatório e parâmetros operacionais, o GEM para a simulação dos dados e o Results Graphcs e 3D para os comparativos e analises dos resultados. O presente trabalho tem como objetivo de realizar a modelagem dos fluidos do pré-sal, simular o reservatório, perfurar e completar diversas configurações de poços e uma análise comparativa entre os sistemas de injeção de CO2 e água. Buscando obter o melhor método de produção, de acordo com o fator de recuperação, analisando as malhas, as vazões de injeção e os canhoneados. 1

17 2 ASPECTOS TEÓRICOS Nesta seção são tratados conceitos utilizados no decorrer do trabalho de conclusão de curso para explicar os fenômenos que acontecem. 2.1 PETRÓLEO O petróleo é composto por centenas de misturas de compostos químicos orgânicos e inorgânicos, conhecidos como hidrocarbonetos e contaminantes. O petróleo pode ser encontrado no estado gasoso, liquido ou solido, algumas vezes mais de um estado pode estar presente. Possui, em geral, características oleosas, viscosas, menos denso que a água, cheiro forte, cor escura e inflamável (THOMAS, 2004). 2.2 CLASSIFICAÇÃO DO ÓLEO O o API, foi criado pela American Petroleum Institute para medir a densidade relativa de óleos e derivados. Usado para classificação do petróleo bruto encaminhado a refinaria. De acordo com a Tabela 2-1 percebe-se que com o aumento do grau API a densidade do óleo decresce e o valor comercial é elevado (PETROLEUM.CO.UK, 2017). Tabela 2-1: Classificação API do óleo. Tipo do óleo o API Leve >31 Mediano <31 e >22 Pesado <22 e >10 Extra pesado <10 Fonte: PETROLEUM.CO.UK,

18 2.3 RESERVATÓRIO É a rocha a qual o petróleo migrado é acumulado. A rocha reservatório pode apresentar qualquer origem, porém é necessário que ela possua espaços vazios, poros, e que eles estejam conectados, permitindo o escoamento do óleo através deles, permeabilidade. Todas as rochas sedimentares, arenitos e calcarenitos podem ser boas rochas reservatório, folhelhos e alguns carbonatos também podem ser considerados, caso apresentem fraturas (THOMAS, 2004). 2.4 FORMAÇÃO DA CAMADA PRÉ-SAL A PETROBRAS, empresa exploradora e explotadora de petróleo brasileira, conduziu as descobertas de um marco importante para as últimas décadas no Brasil e no mundo, o achado do pré-sal. A província do pré-sal apresenta grandes quantidades de óleo leve com elevado valor comercial devido a sua suprema qualidade. A formação geológica do pré-sal é composta por rochas sedimentares formadas há milhões de anos, localizada abaixo de uma extensa camada de sal, com características de grandes depressões onde são acumuladas e retidas matéria orgânica, que através de processos termoquímicos se transformam em hidrocarbonetos, exibido de acordo com a Figura 2-1 (PETROBRAS,2015a). 3

19 Figura 2-1: Representação geológica do pré-sal. Fonte: PETROBRAS, CARACTERÍSTICAS DOS RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL Segundo Mello (2011), estudos iniciais estima-se que a província do pré-sal se estende entre o Estado do Espírito Santo e Estado de Santa Catarina, com extensão de 800 km e largura de 200 km, com profundidade entre 5 mil e 7,5 mil metros a partir da superfície do mar. Sua reserva é estimada em 10 a 16 bilhões de barris, localizada na Bacia de Santos, Bacia de Campos e Bacia do Espírito Santo, como mostra a Figura 2-2 (PETROBRAS ). 4

20 Figura 2-2: Localização geográfica da província. Fonte: PETROBRAS, Os reservatórios do Campo de Lula, localizado na porção central da Bacia de Santos, são rochas carbonáticas de origem microbiana com capacidade de volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris, apresentando óleo leve de grau API entre 27 e 30, pressões iniciais do reservatório de kpa, temperatura inicial de 147,2 o F, com RGO de 220 a 240 m 3 std/m 3 std, viscosidade do óleo de 1,14 cp e contendo CO2 em solução de 8 a 12% (NAKANO et al., 2009). De acordo com a PPSA (2014), o Campo de Libra é composto por reservatórios carbonáticos com volumes recuperáveis de 8 a 12 bilhões de barris, submetido a alta pressão e baixa temperatura, contendo um óleo de grau API de 27, com RGO superior a 400 m 3 std/m 3 std e conteúdo de CO2 de 44%. 2.6 MÉTODO DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO As acumulações de petróleo possuem, inicialmente, certa quantidade de energia determinada pelo volume, natureza do fluido presente, pressão e temperatura predominantes no reservatório, denominada de energia primária (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). As fontes básicas de energia primária do reservatório são provenientes da energia de compressão 5

21 da água, rocha, óleo e do gás, e da energia gravitacional causada pela segregação de óleo e gás. A perda dessa energia é identificada pelo declínio na pressão do reservatório, expansão dos fluidos e a indução do escoamento dos fluidos, que resultarão na produção (WALSH, 2007). De acordo com Rosa, Carvalho e Xavier (2006) existem dois caminhos a serem seguidos para minimizar os efeitos negativos da dissipação da energia primária do reservatório: Suplementá-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através da injeção de certos fluidos em poços selecionados e/ou; Reduzir as resistências viscosas e capilares por meio de métodos especiais. Segundo Thomas (2004) o primeiro esforço de recuperação origina do próprio reservatório com sua energia natural, o segundo é proveniente da recuperação secundaria ou convencional, e o ultimo resultante da recuperação terciária ou especial, como demonstrado na Figura 2-3. Figura 2-3: Método de recuperação. Injeção de vapor Combustão in-situ SAGD Injeção de CO2 Injeção de polímeros Injeção de N2 Injeção de sufactantes Injeção de solvente Fonte: GUEDES JÚNIOR, Microbiológicos Estimulação sísmica 6

22 2.6.1 Mecanismos de produção O reservatório inicialmente dispõe de certa energia natural resultante de todas as circunstâncias e situações geológicas que a formação passou. O óleo flui dos poros devido à descompressão, causada pela expansão do fluido, e ao deslocamento de outro fluido, que invade o espaço do petróleo. O mecanismo de gás em solução são moléculas de gás presentes no óleo, que ao decorrer da descompressão do fluido se expande. O mecanismo de capa de gás consiste em um volume de gás separado da fase óleo, que compensará a descompressão do fluido pela alta compressibilidade do gás. O mecanismo de influxo de água é a invasão da água de um aqüífero no reservatório deslocando o óleo antes presente. O mecanismo combinado é a mistura de 2 ou mais mecanismos de produção. Na Tabela 2-2 apresenta uma estimativa dos fatores de recuperação para cada mecanismo (THOMAS, 2004). Tabela 2-2: Estimativa do FR para os diversos mecanismos de produção. Mecanismo de produção Fator de recuperação estimado (%) Gás em solução <20 Capa de gás >20 e <30 Influxo de água >30 e <40 Combinado Impossível determinar Fonte: THOMAS, Injeção contínua de água A injeção de água tem excessiva utilização na indústria do petróleo por ter resultados bastante eficientes de reposição da energia inicial do reservatório que, vai sendo dissipada de acordo com os fluidos que vai sendo produzindo, sendo de fundamental importância a sua reposição para obter maiores volumes recuperáveis. As principais razões para esse ser o método mais utilizado são a disponibilidade abundante do fluido injetado, a água, o baixo custo de operação, em relação às demais métodos, e por ser um método bastante utilizado e 7

23 antigo e ter bom conhecimento da tecnologia e especialistas (CORRÊA, 2006 apud PREDA et al., 2008) Injeção miscível de CO2 A injeção de CO2, gás natural e de nitrogênio podem ser considerados um método miscível por tratar-se de processos em que será reduzido ou eliminar as tensões interfaciais, como o fluido do reservatório e o fluido injetado são misturáveis, eles não apresentam nem interfaces nem tensões interfaciais (THOMAS, 2001). O inchamento do óleo no reservatório é resultado da injeção e solubilização do fluido miscível, assumindo que o volume poroso é constante, o aumento do volume de fluido da formação produz um aumento da pressão e uma produção maior (SILVA FILHO, 2016). O CO2 injetado, geralmente, não se dissolve totalmente no primeiro contato, necessitando de vários contatos, formando um novo fluido composto pelo CO2 e componentes do óleo. Esse processo ocorre para que haja uma completa dissolução do fluido injetado no petróleo (MATHIASSEN, 2003). 8

24 3 MATERIAS E MÉTODOS Neste trabalho foram usadas ferramentas computacionais para simular o comportamento do reservatório, do fluido, dos parâmetros operacionais, dos dados pósprocessamento e implementar o método de recuperação. 3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS UTILIZADAS Para a produção deste trabalho foi utilizado o simulador computacional da Computer ModellingGroupLtd. - CMG, através de cinco módulos, todos na versão 2013, o WinProp, Builder, GEM, ResultsGraphs e Results 3D WinProp O módulo utilizado para a elaboração do modelo de fluido do reservatório. Ele manipula através de equações de estado para assegurar a analogia dos dados provenientes do laboratório com os dados do modelo matemático, sendo capaz de fazer previsões de comportamento de fluido em situações diversas. A ferramenta pode realizar a caracterização dos fluidos, agrupamento de componentes, ajuste de dados laboratoriais por regressão, simulação de processos de múltiplo contato e construção de diagrama de fases(computer MODELLING GROUP LTD, 2015e) Builder A ferramenta utilizada para a construção do modelo físico do reservatório, responsável pela geração do arquivo.dat que contém o design do reservatório juntamente com o modelo de fluido proveniente da ferramenta WinProp. A ferramenta proporciona gerenciar propriedades físicas das rochas, como permeabilidade vertical e horizontal, porosidade, além 9

25 de parâmetros operacionais, como pressão de injeção e produção, vazão de produção e injeção (COMPUTER MODELLING GROUP LTD,2015a) GEM O simulador GEM utiliza equações de estado geral para modelar o fluxo trifásico e multicomponente inserido pelo arquivo.dat. É uma ferramenta eficiente e de ampla utilização, podendo ser usado para reproduzir testes de laboratório ou campos de petróleo. Qualificado para simular condições fisioquímicas do reservatório e seus componentes, ele simula processos miscíveis e imiscíveis, além de qualquer tipo de reservatório(computer MODELLING GROUP LTD, 2015b) Results Graphs e 3D Módulo aplicado na interpretação e no pós-processamento dos dados gerado pelas ferramentas de simulação IMEX, STARS e GEM. Nele é possível analisar parâmetros operacionais, de reservatório e dos fluidos em gráficos 2D e em modelagem 3D, como o fator de recuperação, vazão de produção, saturação de óleo e temperatura no reservatório(computer MODELLING GROUP LTD, 2015c; COMPUTER MODELLING GROUP LTD, 2015d). 3.2 MODELO DE FLUIDO Foram adicionados dados de um fluido característico de um óleo leve encontrado no pré-sal. O módulo WinProp foi utilizado para a montagem do modelo de fluido. Os componentes presentes no reservatório estudado estão expressos na Tabela 3-1, assim como sua fração molar. 10

26 Tabela 3-1: Componentes do fluido presente no reservatório. Componente Fração molar CO2 0,0824 N2 0,0037 C1 0,5129 C2 0,0707 C3 0,0487 ic4 0,0090 nc4 0,0179 ic5 0,0059 nc5 0,0086 C6 0,0113 C7 0,0164 C8 0,0210 C9 0,0169 C10 0,0155 C11 0,0126 C12 0,0115 C 13 0,0119 C14 0,0098 C15 0,0096 C16 0,0075 C17 0,0068 C18 0,0069 C19 0,0063 C20+ 0,

27 Para diminuir os esforços computacionais e acelerar as simulações, os componentes do fluido foram agrupados em pseudocomponentes através da ferramenta WinProp. A composição dos pseudocomponentes do fluido do reservatório pode ser observada na Tabela 3-2, junto com suas composições molares. Tabela 3-2: Agrupamento do fluido no reservatório. Pseudocomponente Composição molar CO2 0,082 N2 e C1 0,514 C2 e C3 0,118 ic4 nc5 0,041 C6 C9 0,065 C10 C19 0,102 C20+ 0,076 Fonte: Autoria própria Propriedades dos fluidos e das rochas Os ajustes relacionados à propriedade dos fluidos como fator volume de formação, razão de solubilidade,densidade eviscosidade. A Figura 3-1 representa os pontos experimentais da razão gás/óleo e o fator volume de formação, pontos verde e pontos vermelho, com a linha de tendência simulada, linha verde e linha vermelha, pode-se perceber que os resultados simulados se aproximam aos dados experimentais. 12

28 Fator volume de formação Figura 3-1: Curva de fator volume de formação e razão de solubilidade em função da pressão. Razão de solubilidade Pressão Fonte: Autoria própria. A Figura 3-2 mostra a tendência dos pontos experimentais da densidade do óleo e a tendência simulada, nota-se que para pressões acima do ponto de bolha, psi, a simulação apresenta um leve desvio dos resultados experimentais. 13

29 Figura 3-2: Curva de densidade do óleo em função da pressão. Densidade do óleo Pressão Fonte: Autoria própria. A Figura 3-3 mostra os pontos experimentais e tendência simulada da viscosidade do óleo, pode-se observar que os resultados simulados são idênticos aos resultados experimentais. 14

30 Figura 3-3: Curva de viscosidade do óleo em função da pressão. Viscosidade do óleo Pressão Fonte: Autoria própria. Para a validação do agrupamento da composição em pseudocomponentes é necessária a validação dos dados e ambos terem os comportamentos semelhantes. Na Figura 3-4 pode-se ver que o agrupamento corresponde a uma boa aproximação ao comportamento dos componentes do fluido do reservatório. 15

31 Pressão (psia) Figura 3-4: Comparativo do envelope de fases Two phase Envelope Multicomponentes Agrupamento Temperatura (deg F) Fonte: Autoria própria. 3.3 INTERAÇÃO ROCHA FLUIDO As interações entre a rocha-fluido são expressas pelas curvas de permeabilidades relativas da água e do óleo, demonstrado na Figura 3-5, pelas curvas de permeabilidades relativas do gás e do óleo, exibido na Figura 3-6 e o diagrama ternário da permeabilidade, mostrado na Figura

32 Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa da água e do óleo em função da saturação de água. Permeabilidade relativa Saturação de água Figura 3-6: Curva de permeabilidade relativa do gás e do óleo em função da saturação de liquido. Permeabilidade relativa Saturação de liquido 17

33 Figura 3-7: Diagrama ternário da permabilidade do reservatório. Fonte: Autoria própria. 3.4 CARACTERÍSTICAS DO MODELO BASE DO RESERVATÓRIO Neste trabalho, foi atribuído um reservatório do tipo anticlinal com o seu topo em uma profundidade de m, com pressão inicia de kpa e temperatura inicial de 93,89 o C. As propriedades de permeabilidade vertical e horizontal, porosidade e compressibilidade são representadas na Tabela

34 Tabela 3-3: Propriedades do reservatório. Propriedade Valor Permeabilidade horizontal (md) 375 Permeabilidade vertical (md) 37,5 kpa 0,10 Compressibilidade da kpa 1,304*10-8 (kpa -1 ) O volume do reservatório foi dividido em seções, na direção i com 32 blocos de 50 m, concluindo um comprimento de 1600 m, na direção j com 20 blocos de 75 m, concluindo uma largura de 1500 m e na direção k com 15 blocos de 5,2 m e 1 bloco de 50 m, concluindo uma profundidade de 128 m, demonstrados na Tabela 3-4. Tabela 3-4: Configuração do refinamento do reservatório. Blocos Quantidade Total (m) I J k Fonte: Autoria própria. Após o refinamento a configuração dos blocos escolhidas foi moldada às curvas de nível do reservatório, a Figura 3-8 mostra os dados fornecidos para a construção do reservatório e o modelo do reservatório construído no Builder. 19

35 Figura 3-8: Comparativo do Modelo Base e os dados fornecidos. Fonte: Autoria própria. 20

36 A Figura 3-9 mostra o plano das direções x e z, com as profundidades de cada camada. Figura 3-9: Vista ik do Modelo Base. Fonte: Autoria própria. Na Figura 3-10 observa-se a característica anticlinal do reservatório. 21

37 Figura 3-10: Vista 3D do Modelo Base. Fonte: Autoria própria. 22

38 3.5 CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS DO MODELO BASE Para definir os parâmetros operacionais do modelo base é necessário saber as configurações e o sistema que estará sendo utilizado. Neste trabalho foi utilizado um sistema de injeção de água e de CO2, além de configurações de poços direcionais e poços verticais. A Tabela 3-5 expressa os valores adotados para os parâmetros operacionais. Tabela 3-5: Parâmetros operacionais. Parâmetro Valor Pressão mínima de fundo nos poços produtores (kpa) Vazão máxima por poço de produção de líquido (m 3 std/d) Pressão máxima de fundo nos poços injetores (kpa) Vazão máxima total de injeção de CO2 (Mm 3 std/d) Vazão máxima total de injeção de água (m 3 std/d) Fonte: Autoria própria. Após a importação do fluido para o módulo do Builder, foi perfurado um poço produtor no centro do reservatório, coordenadas i 16 e j 11 k 1, e com uma completação que se estende pela a espessura inteira do reservatório para estudo do comportamento dos fluidos do reservatório, exibido na Figura

39 Figura 3-11: Poço vertical com canhoneio completo do intervalo. Fonte: Autoria própria. 3.6 METODOLOGIA PARA REALIZAÇÃO DO TRABALHO O trabalho foi iniciado com a modelagem do fluido de um óleo leve, típico do pré-sal, no módulo WinProp foi adicionada as características composicional e dados de laboratório de uma analise PVT. Foi modelado o reservatório típico do pré-sal, no módulo Builder foram adicionados dados inerentes as características das rochas reservatório, tais como porosidade, permeabilidades, profundidades e entre outras. No mesmo módulo, Builder, é determinado as vazões máximas, pressões máximas e como o sistema de poços estão distribuídos ao redor do reservatório, a malha. As pressões no fundo do poço produtor foram mudadas, para identificar uma pressão ótima de operação. Neste trabalho utilizou-se uma malha five-spot, duas malhas five-spot, uma malha seven-spot, duas malhas seven-spot, 4 poços direcionais e 6 poços direcionais. Além da variação da vazão 24

40 de injeção de CO2 de 0, 100, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 900 e 1000 Mm 3 std/d e a variação da vazão de injeção de água de 0, 200, 400, 600, 800, 1000, 1200, 1500 e 1700 m 3 std/d. Após o estudo das variações das malhas e das vazões de injeção de fluido, foi realizada a mudança das completações, continuando no módulo do Builder. As analises foram feitas de acordo com as simulações e a interpretação dos resultados no Results Graphs e 3D do fator de recuperação, volume de CO2inj, densidade do óleo e entre outros. Por fim é analisado as mudanças das completações e o comparativo entre os modelos de injeção de CO2 e de injeção de água, através do módulo do Results Graphs pela propriedade do fator de recuperação. 25

41 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES São apresentados, neste capítulo, os produtos das simulações e as discussões em torno do mesmo, utilizando os resultados obtidos para possibilidade de ser implementada em escala de campo. 4.1 ESTUDO DO PROCESSO SEM INJEÇÃO DE FLUIDOS O estudo do processo de recuperação primária, fonte de energia inicial do reservatório, é importante para poder interpretar Análise da pressão de fundo de poço do Modelo Base Analisando com o modelo de produção primária, com a energia proveniente do reservatório, foram realizadas sete simulações de produção. O objetivo é entender o comportamento do reservatório. Foram escolhidas seis pressões distintas de fundo de poço para a simulação. As primeiras quatro situações possuem as pressões abaixo da pressão de bolha, ou seja, estando em uma condição em que o reservatório está saturado, apresentando ambas fases, gás e óleo, kpa, kpa, kpa e kpa, respectivamente. A quinta pressão escolhida foi a pressão de bolha, na iminência de haver presença de gás, kpa. A sexta pressão de fundo de poço foi uma pressão acima da pressão de bolha, ou seja, uma condição subsaturada, onde apresenta apenas a fase óleo, kPa. As pressões determinadas são mantidas, mostradas na Figura 4-1, porém no início da produção apresenta um declínio na pressão e um reajuste rápido, pois o simulador interpreta que a pressão de produção está abaixo do pré-determinado e reajusta automaticamente para os valores limites. 26

42 Figura 4-1: Exibição das pressões de fundo dos poços produtores. Fonte: Autoria própria. A Figura 4-2 mostra a resposta do fator de recuperação do óleo para as mudanças da pressão de fundo do poço produtor. 27

43 Figura 4-2: Comparativo do Fator de Recuperação para as diferentes pressões de fundo do poço. (%) Fonte: Autoria própria. Pode-se determinar que quando se utiliza a produção primária a queda de pressão no reservatório é acentuada e acontece em um intervalo de tempo curto, levando em consideração o tempo de vida estipulado pelo estudo de 40 anos. Em aproximadamente um 1 ano a pressão do reservatório e a pressão de fundo do poço idênticas, o que implica de acordo com a equação de Darcy, onde a vazão é diretamente proporcional ao diferencial de pressão. Esses resultados são devido à mudança do mecanismo de produção atuando no reservatório, pode-se observar que ambos apresentam o mecanismo de gás em solução, porem para as pressões abaixo da pressão de bolha existe o processo de acumulação de gás no topo da formação, fazendo um novo mecanismo atuar, o mecanismo de segregação gravitacional. A liberação do gás encontrado em solução dentro do óleo contribui no FR pelo fato do gás ter uma compressibilidade bastante superior ao óleo, que tem direta relação com o tamanho da capa de gás que é formada no reservatório, como se observa na Figura

44 Figura 4-3: Comparativo da capa de gás formada para as diferentes pressões. P kpa P kpa P kpa P kpa P kpa P kpa Fonte: Autoria própria. Na Tabela 4-1 pode ser observada o fator de recuperação para 2 e 40 anos de produção do reservatório. Com os resultados de 2 e 40 anos e a comparação de ambas, pode ser percebido que o reservatório já está praticamente no seu limite e o acréscimo do fator de recuperação para os 38 anos é mínimo. 29

45 Tabela 4-1: Relação entre BHP e o FR. Pressão (kpa) Fator de Recuperação (%) 2 anos Fator de Recuperação (%) 40 anos , , , , , ,02 Fonte: Autoria própria. 4.2 ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA O sistema de injeção de água foi modelado conforme o modelo base e as características do reservatório típico do pré-sal, as devidas alterações foram feitas para existir uma coerência do sistema de injeção utilizado e o modelo de simulação adotado Análise das malhas de produção Neste trabalho foi analisada 6 configurações de malhas, com alterações nas quantidades de poços, distribuição, sistema de injeção e direção das perfurações, onde foram analisadas configurações com no mínimo 5 poços e no máximo 12, mostradas na Tabela

46 Tabela 4-2: Configuração de malhas para a injeção de água. Configuração Descrição Poços Produtores Poços Injetores 1 Uma malha five-spot invertida Duas malhas five spot invertidas Uma malha seven-spot invertida Duas malhas seven-spot invertidas Oito poços direcionais 4 4 (injetores na camada inferior) 6 Doze poços direcionais 6 6 (injetores na camada inferior) Fonte: Autoria própria. As vistas 2D das configurações analisadas são mostradas na Figura 4-4. Figura 4-4: Configurações das malhas de injeção de água. 1 31

47 2 3 32

48 4 5 33

49 6 Fonte: Autoria própria. Parâmetros operacionais foram mantidos nas mudanças das configurações para poder ter um comparativo fiel, a vazão de injeção totalda malha de 1.000m 3 std/d, o BHP de kpa e a vazão total de liquido de m 3 std/d. Foi escolhida a pressão de saturação para que a presença do gás não interferisse com o fluido injetado. Os modelos tiveram um tempo de projetode 40 anos, e o fator principal para a análise foi o FR. A Figura 4-5 mostra um comparativo das diferentes configurações e seus respectivos Fatores de Recuperação. 34

50 Figura 4-5: Comparativo do FR para as configurações de malhas. (%) Fonte: Autoria própria. A configuração 4 possui um baixo desempenho, pelo fato do sistema não apresentar bom varrido pelas distâncias dos poços.as configurações 1 e 2, possuem comportamentos e volume de óleo recuperado semelhantes por se tratarem de configurações similares. As configurações 3 e 4, possuem um comportamento parecidos, porem o espaçamento e a distribuição dos poçosda configuração 4 causam uma diferença no FR. Já as configurações 5 e 6 apresentam um maior fator de recuperação pelo fato da área aberta ao fluxo ser maior e o tempo da chegado do fluido injetado ser superior. De acordo com os resultados obtidos foi identificado a melhor escolha sendo a configuração 5, malha composta por 8 poços direcionais, para continuar os estudos, pois este modelo representa a maior recuperação de óleo do reservatório, FR de 57,17 %, dentre as demais. 35

51 Figura 4-6: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha. Fonte: Autoria própria. É possível observar na Figura 4-6, que todas as configurações possuem um comportamento idênticos até o ano de 2005, pois nenhumas dos sistemas tinham chegado no breakthrough. A chegada do fluido injetado é representada pelo decréscimo brusco da vazão de óleo, pois o petróleo que estava sendo produzido sozinho está sendo produzido em conjunto com a água. É notório que para as configurações 4, a chegada do fluido é rápida pelo fato de se tratar de poços produtores verticais próximos dos poços injetores. As configurações 5 e 6, tratam-se de poços direcionais que demonstram um tempo de breakthrough maiores que as demais configurações. 36

52 4.2.2 Influência da vazão de injeção de água na produção de óleo As mudanças nas vazões foram realizadas com um passo de 200 m 3 std/d até ser atingido o limite, onde o acréscimo de volume injetado não tem alteração significativa no FR, utilizando a configuração de malha 5, mostrado na Figura 4-7. Figura 4-7: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de água. (%) Fonte: Autoria própria. A adição da quantidade de fluido que é injetada no reservatório, como técnica de deslocamento, tem uma resposta crescente no Fator de Recuperação, porém esse acréscimo possui um limite. 37

53 Figura 4-8: Comparativo do Qo para as diferentes vazões de injeção de água. Fonte: Autoria própria. É possível visualizar que a produção primária do reservatório não é satisfatória, pois não consegue recuperar quantidades significativas do óleo. A Figura 4-8 mostra as vazões de óleo para as diferentes vazões de injeção, observando as quedas de vazões e o tempo do breakthrough. Injetando de 200 a 600 m 3 std/d, percebe-se que a inclinação da curva se mantém constante, representando que ainda não houve a chegada do fluido injetado aos poços produtores. Para vazões de injeção maiores que 800 m 3 std/d, os valores de FR são semelhantes, indicando que o sistema de injeção está próximo do limite, a diferença predominante entre as 5 últimas configurações é que eles atingem em tempos diferentes o limite produtivo, quanto maior a vazão mais rápido atinge o limite produtivo da configuração. De acordo com os resultados obtidos, demonstrados na Tabela 4-3, foi escolhido a vazão de injeção de m 3 std/d, para continuar os estudos, pois este modelo corresponde a recuperação de óleo do reservatório de 57,43%. 38

54 Tabela 4-3: Relação vazão de injeção de água e o FR. Vazão de injeção de água (m 3 std/d) Fator de Recuperação (%) 40 anos 0 2, , , , , , , , ,60 Fonte: Autoria própria Análise dos poços produtores direcionais Foi realizada uma análise da direção e da completação dos poços direcionais para a configuração 5, utilizando uma vazão de injeção de água de m 3 std/d. As descrições das mudanças estão descritas na Tabela 4-4. Tabela 4-4: Descrição das mudanças dos poços produtores do modelo de injeção de água. Configuração Descrição da mudança 1 Nenhuma alteração. 2 Redução do comprimento da completação. 3 Rotação 45º no sentido horário do plano ij. 4 Rotação 45º no sentido horário do plano ij e redução do comprimento da completação. Fonte: Autoria própria. 39

55 A Figura 4-9 mostra uma vista ij das alterações de direção e completaçãofeitas nos poços produtores da configuração 5. Figura 4-9: Mudanças dos poços produtores para a injeção de água. 1 40

56 2 3 41

57 4 Fonte: Autoria própria. As mudanças podem trazerresultados interessantes, pois com o retardo do fluido injetado teremos o atraso dos fingers, caminhos preferenciais que o fluido injetado percorre uma maior parte do reservatório varrido e uma economia no tratamento do fluido injetado que é produzido. Na Figura 4-10 mostra o comportamento do FR para as mudanças dos poços direcionais. 42

58 Figura 4-10: Comparativo do FR para as mudanças dospoços direcionais. (%) Fonte: Autoria própria. Observado o gráfico, pode-se determinar que a mudança no canhoneio não tem uma influência grande no fator de recuperação final, diferença de 0,31% entre as configurações 1 e 4. Na Figura 4-11é possível identificar o atraso do breakthrogh, explicando assim o aumento do FR. 43

59 Figura 4-11: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores. Fonte: Autoria própria. 4.3 ESTUDO DA INJEÇÃO DE CO2 Igualmente ao sistema de injeção de água, o modelo de injeção de CO2 foi preparado conforme o modelo base e as devidas alterações foram feitas para não haver diferenças entre o sistema de injeção de gás utilizado e o modelo de simulação adotado Análise das malhas de produção Foi realizado a análise 6 tipos de malhas, com alterações nas quantidades de poços,direção das perfurações, distribuição e sistema de injeção, onde foram analisadas esquemas com no máximo 12 poços e no mínimo 5. As configurações são as mesmas configurações adotadas na análise das malhas de produção para a injeção de água. 44

60 A vazão de injeção de CO2 foi mantida constante em 500 Mm 3 std/d para poder obter um comparativo fiel. Os modelos tiveram um tempo de produção de 40 anos, e o fator principal para a análise foi o FR. Na Figura 4-12 mostra um comparativo das diferentes configurações e seus respectivos Fatores de Recuperação. Figura 4-12: Comparativo das configurações de malhas de injeção de CO2. (%) Fonte: Autoria própria. Como vista na análise das malhas para a injeção de água, temos os mesmos comportamentos em relação às configurações com poços verticais e com poços direcionais. Observa-se, na Figura 4-13, que os poços direcionais possuem um tempo de breakthrough maiores que as configurações com poços verticais. É notório que no final dos 40 anos as configurações ainda apresentam um declínio na produção, representa que o reservatório ainda teria condições de suporta a produção por mais tempo. 45

61 Figura 4-13: Comparativo da Qo para as diferentes configurações de malha para injeção de CO2. Fonte: Autoria própria. De acordo com os resultados obtidos foi escolhido a configuração 5, malha constituída por 8 poços direcionais, para continuar os estudos, pois este modelo representa a maior recuperação de óleo do reservatório, FR de 72,28 %, dentre as demais Influência da vazão de injeção de CO2 na produção de óleo O aumento na vazão de injeção de fluido no reservatório, como técnica de deslocamento miscível, tem uma resposta crescente no Fator de Recuperação, porém esse acréscimo possui um limite. As mudanças nas vazões foram feitas com um passo de 100 Mm 3 std/d até ser atingido esse limite, onde o acréscimo de volume injetado não tem alteração significativa no FR, mostrado na Figura

62 Figura 4-14: Comparativo do FR para as diferentes vazões de injeção de CO2. (%) Fonte: Autoria própria. É possível visualizar que a produção primaria possui uma resposta inferior as demais. Injetando um fluido miscível é possível observar o comportamento bem diferente da injeção de água, onde podemos perceber, de acordo com a inclinação suave da curva, que a chegada do fluido injetado não causa tanta perturbação para a produção. De acordo com os resultados, mostrados na Tabela 4-5, foi escolhido à vazão de injeção de 900 Mm 3 std/d, para continuar os estudos, pois este modelo corresponde a recuperação de óleo do reservatório de 93,43%. 47

63 Tabela 4-5: Relação vazão de injeção de CO2 e FR. Vazão de injeção de CO2 (Mm 3 std/d) Fator de Recuperação (%) 40 anos 0 2, , , , , , , , , , ,58 Fonte: Autoria própria Análise dos poços produtores direcionais Foi realizada uma análise da direção e da completação dos poços direcionais para a configuração 5, utilizando uma vazão de injeção de 900 Mm 3 std/d. As mudanças das configurações são as mesmas mudanças adotadas na análise das malhas de produção para a injeção de água. As mudanças podem trazer resultados interessantes, pois com o atraso da produção do fluido injetado teremos o atraso dos fingers, caminhos preferenciais que o fluido injetado percorre uma maior parte do reservatório varrido e uma economia no tratamento do fluido injetado que é produzido. Na Figura 4-15mostra o comportamento do FR para as mudanças do canhoneio. 48

64 Figura 4-15: Comparativo do FR para as mudanças do canhoneio para a injeção de CO2. (%) Fonte: Autoria própria. Observado o gráfico, pode-se determinar que a mudança na direção e completação não tem muita influência no fator de recuperação final, apenas um acréscimo de 1,52 pp entre as configurações 1 e 4. 49

65 Figura 4-16: Comparativo do Qo para as diferentes configurações de poços produtores. Fonte: Autoria própria. Observa-se que para as configurações 2 e 4, onde os poços produtores são horizontais em uma profundidade de m, apresentam o mesmo comportamento e valores aproximadamente idênticos apesar da mudança de direção. Já nas configurações 1 e 3 é evidente a influência da direção do poço. 4.4 COMPARATIVO ENTRE A INJEÇÃO DE CO2 E DE ÁGUA Levando em consideração que as plataformas de produção do pré-sal são marítimas, que para injeção de fluido é necessário estocá-lo, ter uma planta de tratamento do mesmo e que os poços presentes do pré-sal apresentam produção de CO2. Com todos os processos e mudanças na simulação, foi possível obter a melhor forma de produção de acordo com os dois sistemas estudados, injeção de CO2 e injeção de água. A configuração da injeção de água 50

66 consiste em uma malha com 8 poços direcionais, com vazão de injeção de m 3 std/d e com poços produtores rotacionados em 45º no sentido horário do plano ij e a redução do comprimento da completação, isso resultou em um FR de 57,77 %. O sistema de injeção de CO2 adotando uma malha composta por 4 poços injetores e 4 poços produtores direcionais, com vazão de injeção de 900 Mm3std/d e com poços produtores rotacionados em 45º no sentido horário do plano ij e a redução do comprimento da completação, resultando em um fator de recuperação de 94,95 %. Figura 4-17: Comparativo do FR para a injeção de água e CO2. (%) Fonte: Autoria própria. Na Figura 4-17 mostra os resultados da configuração de injeção de água e a configuração da injeção de CO2, pode-se assumir que a injeção de CO2 é mais eficaz para ser implementada no reservatório estudado apresentando um acréscimo do fator de recuperação de 37,18 %. 51