ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO

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1 0... UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN CENTRO DE TECNOLOGIA - CT CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA - CCET PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO - PPGCEP TESE DE DOUTORADO ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO Marcos Allyson Felipe Rodrigues Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata Coorientador: Prof. PhD. Tarcilio Viana Dutra Junior Natal/RN, Setembro de 2012

2 ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO Marcos Allyson Felipe Rodrigues Natal/RN, Setembro de 2012

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4 Marcos Allyson Felipe Rodrigues Análise de Viabilidade de Injeção de Fluidos Alternativos ao Vapor em Reservatórios de Óleo Pesado Este trabalho corresponde à tese de doutorado apresentado ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio grande do Norte, como parte dos requisitos para a obtenção do título de Doutor em Ciência e Engenharia de Petróleo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues iii

5 RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe Análise de Viabilidade de um Fluido Alternativo ao Vapor em Reservatórios de Óleo Pesado. Tese de Doutorado, UFRN, Programa de Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e de Explotação de Petróleo e Gás Natural, Natal-RN, Brasil. Orientador: Prof.Dr. Wilson da Mata Coorientador: Prof. Ph.D Tarcilio Viana Dutra Junior RESUMO Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por óleos pesados ( API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem versão ). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em comparação com a injeção contínua de vapor. Palavras-chave: fluidos alternativos, injeção de vapor, simulação, IOR, modelagem de reservatórios. Marcos Allyson Felipe Rodrigues iv

6 ABSTRACT Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils ( API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version ). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding. Keywords: alternative fluids, steam injection, simulation, IOR, modeling of reservoirs. Marcos Allyson Felipe Rodrigues v

7 Dedicatória Dedico não só esta tese mas todas as minhas conquistas a minha mãe Jô e ao meu irmão Anderson, pois só nós sabemos o que passamos para chegar até aqui. Obrigado por existirem em minha vida. Marcos Allyson Felipe Rodrigues vi

8 Agradecimentos minha vida. Em primeiro lugar a Deus, por ter me dado à graça de alcançar mais uma vitória em À toda minha família, em especial meus pais Josenilde e Vilmar, e meu irmão Anderson Felipe pelo carinho e apoio incondicional de todas as horas. Os pilares da minha vida pois, sem eles, com certeza não estaria concretizando mais um sonho. À Kivia Layse, princesinha, por fazer parte dessa etapa tão importante da minha vida. Uma pessoa que amo demais, sempre incentivando e apoiando nos momentos mais complicados e, às vezes, estressante. Minha inspiração, meu porto seguro. Aos amigos Adriano Bonatto, Vanessa, Edson, Cindy, Elthon, Janusa, Glidyane, Juliana, Cleodon, Tiago, Rutinaldo, Robson, Julio Cesar, Rayanna e os funcionários Carlos e Graça. Ao futuro doutor Edney Rafael, por ser meu braço direito em todas as batalhas enfrentadas desde o dia 31 de julho de 2006 até hoje, e que juntos completamos mais uma importante etapa de nossas vidas. Um grande irmão que pode contar comigo para o resto da vida. À Jennys Barillas, colega de departamento e acima de tudo grande amiga, por me guiar nos momentos de dificuldade para o caminho certo com seu conhecimento e paciência, durante esses quatro anos de preparação desta tese. Ao professor, orientador e amigo Wilson da Mata, pessoa que aprendi a admirar e a respeitar pelo grande profissional que é. Obrigado pela confiança e por acreditar em meu potencial. Marcos Allyson Felipe Rodrigues vii

9 Ao meu coorientador Tarcilio Viana por me ajudar com todo o seu conhecimento sempre nos momentos críticos e complicados deste trabalho, sendo fundamental na minha formação na área de Reservatórios e com quem aprendo cada dia mais. Aos professores do PPGCEP, por todos os conhecimentos passados ao longo destes 6 anos, essa tese tem um pouco de cada um de vocês. A Capes pelo suporte financeiro no início deste trabalho. A Petrobras e a ANP, pelo suporte financeiro e pela base de dados necessária para a execução deste trabalho. A CMG pela licença do simulador de reservatório concedida, além de suporte técnico dado quando necessário. A todos meus sinceros agradecimentos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues viii

10 ÍNDICE 1. Introdução geral Aspectos teóricos Reservas de óleos pesados Métodos de recuperação avançada Métodos especiais de recuperação avançada Critérios de Escolha do Método de recuperação especial Métodos térmicos Injeção de água quente Injeção cíclica de vapor Injeção Contínua de vapor Descrição do processo da injeção contínua de vapor Mecanismos de produção Redução da viscosidade Destilação pelo vapor Distribuição da temperatura na injeção contínua de vapor Segregação gravitacional do vapor Irrompimento do vapor no poço produtor breakthrough Injetividade Fingering Injeção combinada de vapor com um fluido alternativo Injeção de gás imiscível Injeção de Vapor seguida por Água Justificativa para conversão de injeção de vapor para injeção de água Tempo ótimo para a conversão de injeção de vapor para injeção de água.. 35 Marcos Allyson Felipe Rodrigues ix

11 Injeção de água após o vapor Método de injeção alternada de vapor e água (WASP) Análise econômica de projetos Alternativas e decisões Valor Presente Líquido VPL Vantagens Desvantagens Valor Presente Líquido (VPL) em um Projeto de Injeção de Vapor Receitas (R) CAPEX (Capital Expenditures) e OPEX (Operacional Expenditures) Custo de aquisição do gerador de vapor (C a ) Custo de perfuração dos poços (Cp) Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (Com) Custo de elevação dos fluidos (Cel) Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo) Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua) Participação governamental Custo de injeção dos fluidos alternativos (Cagua-inj) e (Cgas-inj) Produção acumulada líquida de óleo Planejamento e otimização de experimentos Estado da arte Materiais e métodos Ferramentas computacionais Módulo Winprop Módulo STARS Modelo físico Marcos Allyson Felipe Rodrigues x

12 4.3. Modelo de fluido do reservatório Ajuste dos dados da liberação diferencial Ajuste da viscosidade do óleo Diagrama Pressão-Temperatura Propriedades da rocha-reservatório Descrição das condições operacionais Análise de Viabilidade Técnica-Econômica Metodologia de trabalho Resultados e discussões Análise da vazão de injeção de vapor Injeção Contínua de vapor Equivalência dos fluidos alternativos Comparativo entre a injeção contínua dos fluidos alternativos e a recuperação primária Análise de desempenho dos fluidos alternativos junto ao vapor Injeção de Metano Análise da injeção de gás como fluido alternativo ao vapor Análise da injeção de gás após o vapor Análise da coinjeção de vapor e gás Análise da injeção alternada de vapor e gás Injeção de água como fluido alternativo ao vapor Análise da injeção de água como fluido alternativo ao vapor Injeção de vapor sem fluido alternativo Melhores resultados para injeção de vapor com fluidos alternativos Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais Análise de sensibilidade da injeção de vapor e gás Marcos Allyson Felipe Rodrigues xi

13 Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e gás Análise de sensibilidade da injeção de vapor e água Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e água Influência do intervalo canhoneado na injeção de água após o vapor Influência da vazão de água na sua injeção após o vapor Injeção de vapor seguido de água quente e fria Análise de sensibilidade da injeção interrompida de vapor Análise das variáveis operacionais na injeção de vapor interrompida Análise do VPL na injeção de fluidos alternativos após o vapor Otimização da injeção de água após o vapor Estudo da redução de vazão Análise do VPL máximo em função do VPI para a injeção de vapor seguido de água fria Influência da variação de permeabilidade horizontal no VPL máximo Influência da Permeabilidade Vertical no VPL máximo Considerações finais Conclusões Recomendações Referências Bibliográficas Anexos Injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor Injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor Influência da variação de espessura da zona de óleo no VPL máximo Marcos Allyson Felipe Rodrigues xii

14 ÍNDICE DE FIGURAS Capítulo I Capítulo II Figura Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009) Figura Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues Figura Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994) Figura Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005) Figura Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006) Figura Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér, 2002) Figura Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007) Figura Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994) Figura Pressão de vapor em função da temperatura (Willman et. al., 1961) Figura Efeito da partição da injeção contínua de vapor em um sistema molhado pela água (Hong, 1994) Figura Geração de solvente no reservatório pela injeção contínua de vapor (Hong, 1994). 25 Figura Distribuição hipotética da temperatura, das saturações e da pressão, em uma injeção contínua de vapor (Butler, 1991) Figura Segregação gravitacional do vapor (Butler, 1991) Figura Injeção de gás imiscível (Modificado de Bressan, 2008) Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo diferentes conversões (modificado de Hong, 1994) Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo diferentes temperaturas da água (modificado de Hong, 1994) Figura Comparativo de varrido vertical entre o WASP e injeção de vapor (Navieira, 2007) Capítulo III Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiii

15 Capítulo IV Figura 4.1. Malha ¼ de five spot invertido Figura 4.2. Modelo base em 3 dimensões Figura 4.3. Gráfico da regressão da razão de solubilidade gás-óleo (Rs) e fator volume de óleo (Bo) versus pressão Figura 4.4. Gráfico da viscosidade do óleo versus pressão Figura 4.5. Viscosidade do óleo versus temperatura Figura 4.6. Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa à água e ao óleo versus saturação de água Figura 4.8. Curva de pressão capilar água óleo versus saturação de água Figura 4.9. Curvas de permeabilidade relativa ao liquido e ao gás versus saturação de líquido Figura Curva de pressão capilar gás-óleo versus saturação de líquido Figura Canhoneio dos poços no perfil de saturação inicial de óleo Figura Fluxograma da metodologia de trabalho Capítulo V Figura Gráfico Fator de Recuperação versus tempo Figura Produção acumulada líquida versus tempo Figura Curvas Fator de recuperação e ROV versus tempo Injeção contínua de vapor Figura Gráfico Fator de recuperação versus tempo comparativo entre os fluidos alternativos e a recuperação primária Figura Mapa de viscosidade do óleo (cp) comparativo entre a injeção de CH 4 e CO Figura Produção acumulada líquida versus tempo injeção de vapor e metano Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e metano. 92 Figura Resultados da injeção de metano após paradas anual do vapor Fator de recuperação Figura Mapas de saturação de gás Injeção de metano após 10 anos de vapor 7 e 8 ano Figura Perfis de Temperatura do reservatório ( F) comparativo entre a injeção de CH 4 após 8 anos de vapor e a injeção contínua de vapor Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiv

16 Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e coinjeção de vapor e metano para o 7 e 16 ano de projeto Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e injeção alternada de vapor e metano a cada 2 anos Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e água Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e água Figura Mapas de saturação de óleo Injeção de água após 11 anos de vapor 11 e 16 ano de projeto Figura Resultados da injeção de água após paradas anual do vapor Fator de recuperação Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e injeção de água após 11 anos de vapor Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção interrompida de vapor Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção interrompida de vapor Figura Resultados da injeção de vapor com interrupção anual Fator de recuperação Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo melhor resultado de cada fluido alternativo Figura Comparativo entre o desempenho dos fluidos alternativos após o vapor em termos de produção acumulada líquida de óleo Injeção após 8, 11 e 14 anos Figura Gráfico VPL versus tempo melhores resultados da combinação vapor e fluidos alternativos Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado melhor resultado de cada fluido alternativo Figura Injeção dos fluidos alternativos após a parada anual da injeção de vapor Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH 4 Valor Presente Líquido ao final do período de produção Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 Fator de recuperação ao final do período de produção Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de metano (Q CH4 ) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido Marcos Allyson Felipe Rodrigues xv

17 Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de metano (Q CH4 ) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação Figura Gráfico Valor Presente Líquido versus Tempo Injeção de metano após 14 anos de vapor Figura Fator de Recuperação versus VPI de vapor Injeção de metano após 14 anos de vapor Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O Valor Presente Líquido ao final do período de produção Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O Fator de recuperação ao final do período de produção Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação Figura Valor Presente Líquido versus tempo para injeção da água após o vapor Figura Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção de água após o vapor Figura Análise da injeção de vapor em diferentes porções do reservatório vazão de 25 e 37,5 t/dia Figura Mapas da taxa de perda de calor para acamada sobrejacente (Btu/dia) Injeção de vapor na base e em todo intervalo da zona de óleo 5 ano de projeto Figura Comparativo entre diferentes vazões de injeção de água após 11 anos de injeção de vapor Figura Perfis de temperatura ( F) vazão de água 25 e 100 m³std/dia 7 e 13 anos Figura Gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do colchão de água quente Figura Gráfico fator de recuperação versus tempo injeção de vapor+água quente+água fria e injeção de água fria após o vapor Figura Comparativo entre os perfis de temperatura ( F) nos casos de injeção de vapor+água quente+água fria e injeção de vapor seguido de água fria Figura Diagrama de Pareto para a injeção de interrompida no 8 ano Valor Presente Líquido ao final do período de produção Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvi

18 Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor interrompida no 8 ano Fator de recuperação ao final do período de produção Figura Superfície de resposta para o Valor Presente Líquido da interação entre a vazão de injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado Injeção interrompida de vapor Figura Superfície de resposta para o fator de recuperação da interação entre a vazão de injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado Injeção interrompida de vapor Figura Valor Presente Líquido versus tempo para injeção interrompida de vapor - 8 ano de projeto Figura Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção interrompida de vapor 8 ano de projeto Figura Gráfico VPL versus tempo melhores resultados obtidos Figura Gráfico Valor Presentes Líquido versus Tempo melhores resultados Figura Gráfico Valor Presente Líquido versus Volume Poroso Injetado Figura Fator de recuperação versus Tempo de injeção de vapor Figura Gráfico VPL versus Tempo Injeção de vapor com redução de vazão Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI Injeção de vapor com redução de vazão Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor viscosidade do óleo Figura Gráfico Fator de Recuperação versus VPI de vapor viscosidade do óleo Figura Tempo de VPL máx versus Tempo de injeção de vapor Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor permeabilidade horizontal Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor permeabilidade horizontal Figura Gráfico Vazão de óleo versus Tempo Permeabilidade horizontal Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor Permeabilidade vertical Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor permeabilidade vertical Conclusões e recomendações Referências bibliográficas Anexos Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e nitrogênio 197 Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvii

19 Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e nitrogênio Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e gás carbônico Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e gás carbônico Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor espessura da zona de óleo Figura Mapas de perda de calor em Btu reservatórios com espessura de 18 e 38 m Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor espessura da zona de óleo Marcos Allyson Felipe Rodrigues xviii

20 ÍNDICE DE TABELAS Capítulo I Capítulo II Tabela Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994)...11 Capítulo III Capítulo IV Tabela 4.1. Composição do óleo Tabela 4.2. Dados PVT para liberação diferencial a ser modelado Tabela 4.3. Viscosidade do óleo para a temperatura de 38 C Tabela 4.4. Propriedades da rocha-reservatório Tabela 4.5. Condição de operação na injeção de vapor Tabela 4.6. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica Tabela Injeção do fluido alternativo após o vapor Tabela Coinjeção de vapor e fluido alternativo Tabela Injeção alternada de vapor e fluido alternativo Capítulo V Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e metano Produção de óleo e água Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e água Produção de óleo e água Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor sem fluido alternativo Produção de óleo e água Tabela Melhores resultados para a configuração operacional base Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e gás Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e água Marcos Allyson Felipe Rodrigues xix

21 Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto Tabela Estudo da injeção do banco de água quente Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção interrompida de vapor Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto Tabela Otimização da injeção de água após o vapor e vapor sem fluido alternativo Tabela Injeção de vapor com redução de vazão Tabela Variação dos parâmetros de reservatório Tabela Fração molar dos pseudocomponentes para cada óleo estudado Tabela Resumo dos resultados obtidos variação de viscosidade Tabela Resumo dos resultados obtidos variação de permeabilidade horizontal Tabela Resumo dos resultados obtidos variação da permeabilidade vertical Conclusões e Recomendações Referências bibliográficas Anexos Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e nitrogênio Produção de óleo e água Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e gás carbônico Produção de óleo e água Tabela Resumo dos resultados obtidos variação da espessura da zona de óleo Marcos Allyson Felipe Rodrigues xx

22 Nomenclaturas B o fator volume-formação do óleo m³/m³std C a Custo de Aquisição do gerador de vapor US$ C agua Custo de separação, tratamento e descarte da água US$ C agua-inj Custo da água injetada US$ C el Custo de elevação dos fluidos US$ C g Capacidade do gerador de vapor m³std C gas-inj Custo do gás injetado US$ C oleo Custo de separação e tratamento do óleo US$ C om Custo de operação e manutenção do gerador de vapor US$ C p Custo de perfuração e completação do poço US$ E A - eficiência de varrido horizontal Adimensional E D - eficiência de deslocamento Adimensional d o densidade relativa do óleo Adimensional F C - fluxo de caixa US$ f g Fração do fluido injetado que é gás Adimensional Fr - fator de recuperação (%) h espessura do reservatório m i Taxa de desconto % I inj Influência de poço injetor na malha considerada Adimensional I prod - Influência de poço produtor na malha considerada Adimensional I o Investimento inicial de um projeto US$ ILL Índice de Lucratividade Líquida US$ k Permabilidade absoluta da formação D K h Permeabilidade horizontal md k o - permeabilidade efetiva ao óleo md k rg - permeabilidade relativa ao gás Adimensional K ro Permeabilidade relativa ao óleo Adimensional k rog - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-gás Adimensional k row - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-água Adimensional k rw - permeabilidade relativa à água Adimensional k w - permeabilidade efetiva à água md K v permeabilidade vertical md L - comprimento do reservatório m M - razão de mobilidades Adimensional Np - produção acumulada total de óleo m 3 std Np liq produção acumulada líquida de óleo m³std P - pressão kpa P bbl Preço do barril de petróleo US$/bbl P cog Pressão capilar no contato gás-óleo kpa/psi P cow pressão capilar no contato óleo-água kpa/psi P g Preço do gerador de vapor US$ P perf Preço de perfuração e completação de um poço vertical onshore raso US$/poço Pwf Pressão de fundo de poço psi q Vazão m³std/dia Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxi

23 Q v Vazão de injeção de vapor t/dia Q f-al Vazão do fluido alternativo m³std/d R Receita US$ Rs Razão de solubilidade scf/stb r e raio de influência do reservatório cm r w raio do poço cm S l - saturação de líquido % So - saturação de óleo % Soi - saturação inicial de óleo % Sor - saturação de óleo residual % Sw - saturação de água % Swc - saturação de água conata % t - tempo de projeto anos t f-al tempo de injeção do fluido alternativo anos t v tempo de injeção de vapor anos T - temperatura do fluido ºC T R - temperatura do reservatório ºC T S - temperatura do vapor ºC V agua-inj Volume de água injetada m³std V agua-pro Volume de água produzida m³std V g Volume varrido pelo gás m³ V gas-inj Volume do gás injetado m³std V inj Volume de vapor injetado ton V oleo-pro Volume de óleo produzido m³std V pro Volume de fluido produzido m³std Marcos Allyson Felipe Rodrigues Abreviações API - American Petroleum Institute CMG - Computer Modelling Group CAPEX Capital Expendirure EOR Enhanced Oil Recovery GV Gerador de vapor IOR - Improved Oil Recovery LEAP - Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo OPEX Operational Expenditure RAO - Razão Água Óleo m³std/m³std RO f-allim Razão Óleo fluido alternativo limite m³std/m³std ROV lim Razão Óleo Vapor limite m³std /m³std STARS Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator TIR - Taxa Interna de Retorno % TMA - Taxa Mínima de Atratividade % VP Volume poroso Adimensional VPI Volume Poroso Injetado Adimensional VOIP - Volume de Óleo in Place m 3 std VPL - Valor Presente Líquido US$ WASP Water Alternating Steam Process xxii

24 Letras gregas γ o massa específica do óleo g/cm 3 ou kg/litro µ - viscosidade do fluido cp µ o - viscosidade do óleo cp µ w - viscosidade da água cp λ - mobilidade de um fluido md/cp η Eficiência do gerador de vapor Adimensional λ o - mobilidade do óleo md/cp λ w - mobilidade da água md/cp P - Variação de pressão kgf/cm 2, kpa ρ diferença de densidade g/cm³ ø Porosidade % Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxiii

25 CAPÍTULO I: Introdução Geral

26 Capítulo I: Introdução geral 1. Introdução geral Devido à complexidade dos reservatórios e às grandes reservas existentes, a recuperação de óleos pesados constitui-se num dos grandes desafios da indústria petrolífera. Desses reservatórios, é possível recuperar apenas uma fração do óleo, ficando grande parte retida no meio poroso. Os processos de recuperação térmica têm sido largamente empregados na recuperação de óleos pesados, melhorando o escoamento do óleo através da redução da viscosidade e viabilizando a produção de petróleo em campos considerados inviáveis comercialmente pelos métodos convencionais de recuperação. Dentre os vários métodos térmicos existentes, a injeção de vapor é o mais utilizado atualmente pela indústria e, em geral, apresenta bons resultados. A injeção de vapor pode ser utilizada de maneira cíclica ou contínua. A injeção contínua de vapor consiste em uma injeção contínua desse fluido, diferentemente da injeção cíclica onde este é periódico. Enquanto na injeção cíclica tanto a injeção como a produção ocorrem no mesmo poço, na injeção contínua os poços injetores e produtores são distintos. Em muitos campos de óleos pesados, a injeção de vapor cíclica precede à contínua, devido ao retorno mais rápido do investimento realizado no projeto e a melhora na injetividade. No Brasil, a injeção de vapor é o método especial de recuperação avançada mais utilizado para a extração de óleos pesados, utilizado principalmente no Nordeste onde possui muitas reservas contendo esse tipo de óleo, destacando os estados Rio Grande do Norte e o Ceará. A fim de obter uma maior recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, nos últimos anos a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizada de três formas principais: alternadamente, simultaneamente ao vapor e após a interrupção da injeção de vapor. Nesses sistemas de injeção busca-se reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório, injetando fluidos de menor valor comercial na tentativa de manter os mesmos níveis de produção Marcos Allyson Felipe Rodrigues 2

27 Capítulo I: Introdução geral de óleo. Os fluidos alternativos ao vapor mais utilizados são, preferencialmente, o dióxido de carbono, o gás natural e a água. O presente trabalho tem como objetivo analisar a injeção de fluidos alternativos junto ao vapor, como o gás carbônico, nitrogênio, metano e água buscando aumentar a rentabilidade de um projeto de recuperação avançada aplicado a um reservatório de óleo pesado. Foi analisada a injeção destes fluidos de três formas distintas: coinjetados, alternado e após o vapor. A partir dos melhores resultados da injeção de vapor com cada fluido estudado, foi realizada a otimização do processo através de superfícies de resposta, com intuito de obter o fluido alternativo que combinado com o vapor resultará uma maior rentabilidade para o projeto. A partir do modelo otimizado obtido, onde consta a injeção de vapor com o fluido alternativo que se apresentou mais rentável além da forma de injeção, foi realizado um estudo da variação de parâmetros de reservatório tais como viscosidade do óleo, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e espessura da zona de óleo, para analisar a sensibilidade do Valor Presente Líquido (VPL) com a variação destas propriedades. Um importante parâmetro operacional estudado foi o volume de vapor necessário para se obter o VPL máximo a partir destas variações. Esta tese de doutorado é composta de cinco capítulos além de Conclusões e recomendações, Referências bibliográficas e Anexos. No Capítulo II, Aspectos Teóricos, são apresentadas as teorias que envolvem a realização deste trabalho como Métodos Especiais de Recuperação Avançada, em especial a injeção de vapor, Análise Econômica de Reservatórios, Simulação de Reservatórios e Planejamento Experimental. Um histórico dos trabalhos relacionados à injeção de fluidos alternativos ao vapor é apresentado no Capítulo III, onde é feita uma revisão dos principais trabalhos que estudadaram a injeção de fluidos de menor valor comercial em relação ao vapor, destacando os trabalhos que apresentam simulação numérica de reservatórios de petróleo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 3

28 Capítulo I: Introdução geral A Metodologia de trabalho é descrita no Capítulo IV, onde é exibido o refinamento utilizado na malha, as propriedades da rocha-reservatório, dos fluidos e operacionais. São mostrados também os dados de entrada requeridos pelo simulador, além de uma descrição dos casos que foram simulados. Também são mostrados os dados considerados para a análise técnicaeconômica dos modelos otimizados obtidos. O Capítulo V apresenta os resultados obtidos e suas discussões, onde exibe as conclusões obtidas a partir do que foi obtido na simulação numérica e na análise técnica-econômica. Na seção 6 são apresentadas as conclusões mais importantes obtidas neste trabalho e recomendações para trabalhos futuros. Na seção 7 é apresentada a Revisão Bibliográfica, com os principais artigos, dissertações, teses e livros que foram citados no trabalho. Os resultados complementares obtidos nesse estudo podem ser encontrados na seção 8 denominada Anexos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 4

29 CAPÍTULO II: Aspectos Teóricos

30 Capítulo II: Aspectos teóricos 2. Aspectos teóricos 2.1. Reservas de óleos pesados A maior parte das reservas de petróleo no mundo corresponde a hidrocarbonetos pesados e viscosos, sendo que estes recursos respondem por aproximadamente 70% (Alboudwarej et, al., 2006). A Figura 2.1 mostra uma estimativa de volume in place de óleo pesado no mundo por país, agrupados de acordo com o volume. Canada 2550 Venezuela 2200 Brazil 16 Bilhões de bbls in place: <10 Figura Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009). A Figura 2.1 mostra a grande importância de óleos pesados, extrapesados e betumes no mundo, visto que é encontrado em todos os continentes. Outro detalhe de grande importância é que estes óleos possuem um menor valor comercial em relação aos óleos leves. Estes fatos justificam a atenção dada ao assunto e ao grande número de pesquisas na área, onde o grande desafio é a explotação de reservatórios que contém esse recurso de forma viável. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 6

31 Capítulo II: Aspectos teóricos Observa-se a grande presença desses recursos no continente Americano, destacando-se Canadá e Venezuela que juntos são responsáveis por quase 5 trilhões de barris sendo inclusive os dois países com maiores reservas de óleos pesados. Em Junho de 2012, na BP Statistical Review of World Energy, foi publicado que a Venezuela é o país com maior volume in place de óleo pesado seguido pelo Canadá, posições inversas ao mostrado na Figura 2.1. Em relação ao Brasil, percebe-se que o volume in place de óleo pesado estimada é de 16 bilhões de barris, de acordo com a Figura 2.1, sendo que uma parcela significativa é encontrada na Região Nordeste, destacando-se os Estados do Rio grande do Norte e Ceará. O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo onshore do Brasil, sendo que a maioria de seus campos é de óleos pesados e o principal método de recuperação avançada para a extração desse óleo é a injeção de vapor. Os principais campos de óleos pesados do RN são Alto do Rodrigues, Estreito, Fazenda Poçinho, entre outros. Um grande projeto de injeção contínua de vapor está sendo iniciado atualmente na Petrobras, objetivando aumentar a produção dos campos maduros de óleos pesados do estado. O projeto, denominado de Vaporduto, consiste na injeção de vapor superaquecido (100% na fase gás) nos reservatórios, numa vazão aproximada de 610 toneladas por hora, nos campos de produção de Estreito e Alto do Rodrigues (Agência Petrobras, 2010). O Vaporduto do vale do Açu é o maior do mundo, com uma extensão de aproximadamente 30 km sendo o primeiro a operar com vapor superaquecido (Agência Petrobras, 2010). Os poços de petróleo recebem o vapor que é gerado pela Usina Termoelétrica Jesus Soares Pereira (Termoaçu) e distribuído para os poços através de uma rede de dutos, como o mostrado na Figura 2.2. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 7

32 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues Métodos de recuperação avançada Os objetivos dos métodos de recuperação avançada é aumentar a recuperação do óleo remanescente no reservatório depois da recuperação primária. Isto é conseguido melhorando-se o deslocamento microscópico do óleo ou a eficiência volumétrica de varrido. A eficiência de deslocamento do óleo é aumentada pelo decréscimo na viscosidade do óleo (métodos térmicos) ou pela redução das tensões interfaciais (métodos químicos e miscíveis). A eficiência volumétrica de varrido é aumentada, aumentado-se a viscosidade do fluido deslocante (injeção de polímeros) ou reduzindo a do fluido deslocado (injeção de vapor). Os métodos de recuperação podem ser classificados em convencionais e especiais. Os métodos convencionais de recuperação avançada consistem na injeção imiscível de gás e na injeção de água. Já os métodos especiais se subdividem em métodos térmicos, químicos, miscíveis entre outros como mostra a Figura 2.3. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 8

33 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994) Métodos especiais de recuperação avançada Quando se discute a aplicação de métodos especiais de recuperação avançada, é o exame da recuperação por métodos convencionais que explica o porquê da necessidade e da ocasião ideal de sua aplicação. A recuperação convencional fornece indicações também de como os vários métodos especiais de recuperação devem ser projetados para produzir parte do óleo deixado no reservatório após a recuperação convencional. Em um determinado campo é comum o número de projetos de recuperação convencional, especialmente injeção de água, aumentar até atingir um pico e depois declinar. Isso ocorre porque deixam de haver reservatórios adequados para a aplicação desses métodos, em termos econômicos. Nesse ponto surge a questão de como fazer para manter ou reduzir a taxa de declínio das vazões de produção. Uma resposta seria recuperar parte do óleo deixado pela recuperação convencional (Rosa et, al., 2006). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 9

34 Capítulo II: Aspectos teóricos Embora a falta de novos candidatos aos métodos convencionais de recuperação seja uma razão importante para o desenvolvimento de métodos especiais de recuperação, há ainda outra razão muito importante: muitos daqueles campos nos quais foi iniciada a injeção de água há algum tempo, acabam atingindo estágios avançados de baixa produção. Alguns acabam ficando próximos do seu limite econômico e os poços têm que ser tamponados e abandonados. Torna-se evidente, portanto, que a recuperação especial precisa ser aplicada enquanto os poços existentes e os equipamentos de superfície estão ainda utilizáveis, já que poucos reservatórios candidatos são tão atraentes a ponto de permitirem a perfuração de novos poços e a substituição de equipamentos de superfície. Em geral, os lucros comparativamente menores obtidos com a recuperação especial são devidos a uma menor recuperação de óleo, em relação à recuperação convencional, e aos custos de investimento e de operação relativamente maiores. A maioria dos métodos especiais de recuperação é pesadamente penalizada com os custos de produtos químicos e/ou custos de equipamentos Critérios de Escolha do Método de recuperação especial Quando se escolhe um método de recuperação especial para um reservatório específico, o profissional responsável deve considerar as características do reservatório, os fluidos contidos no reservatório, os mecanismos de produção além das razões para as baixas recuperações. Todos os métodos de recuperação especial têm limitações nas suas aplicações. Estas limitações são derivadas parcialmente da teoria e parcialmente de testes de laboratório e experiências de campo. A Tabela 2.1 apresenta critérios de escolha de um método de recuperação especial. Estes critérios não devem ser considerados absolutos porque são baseados em teorias e dados de campo limitados. Portanto, um reservatório candidato para um ou mais métodos de recuperação especial não deve ser descartado porque não satisfaz a um ou dois desses critérios. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 10

35 Capítulo II: Aspectos teóricos Tabela 2.1. Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994). Métodos Métodos térmicos Métodos químicos Características do miscíveis reservatório Injeção Combustão Hidrocarbonetos Polímeros Surfactantes Alcalinos de vapor in situ e CO 2 Densidade do óleo, API 10 a a <30 >25 Viscosidade do óleo, cp <15000 <5000 <150 <100 <100 <10 Profundidade, ft (m) <5000 (1524) >2500 (762) Espessura da zona de óleo, >15 ft (m) (4,57) >10 (3,05) Temperatura, F ( C) - - <250 (121) <250 (121) <200 (93) <250 (121) Permeabilidade média, md >10 >10 >10 >10 >10 - Salinidade da água da formação, ppm - - < < < Porosidade >0,15 >0, Saturação de óleo - - >0,40 0,20-0,35 - >0,20 Saturação de óleo x porosidade >0,08 >0, Pressão estática, psia (atm) <2000 < > Métodos térmicos O mecanismo de recuperação térmica foi um dos primeiros métodos a ser desenvolvido para solucionar o problema da recuperação de óleos muito viscosos, devido à simplicidade de seu fenômeno físico. Seu processo é baseado no fato de que o calor transferido ao reservatório aquece o óleo reduzindo sua viscosidade, facilitando o seu escoamento para o poço produtor. A Figura 2.4 mostra a sensibilidade da viscosidade do óleo com a temperatura. É importante ressaltar que a água reduz sua viscosidade com o aumento de temperatura, mas em uma menor proporção. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 11

36 Capítulo II: Aspectos teóricos Viscosidade do óleo (cp) Temperatura (K) 300 cp@311 K 1000 cp@311k 3000 cp@311k Figura Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005). Na prática este é um método eficiente, porém requer investimentos pesados e procedimentos especiais de operação quando comparado com os métodos convencionais. Estes métodos também contribuem para manter a pressão do reservatório, pois o óleo ao ser aquecido expande servindo de energia para expulsar os fluidos do reservatório. Cabe também destacar que o calor transferido causa a vaporização das frações leves do óleo, que em contato com a formação mais fria se condensa, formando um solvente ou banco miscível à frente da zona de vapor. Existem duas categorias de métodos térmicos: Com calor produzido na superfície (Injeção de Fluidos Aquecidos: Vapor e Água Quente). Com calor gerado na formação (Combustão in situ). No primeiro caso, o fluido injetado carrega o calor produzido enquanto que no segundo, o fluido injetado é um dos reagentes envolvidos na reação exotérmica. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 12

37 Capítulo II: Aspectos teóricos Uma explicação analítica do princípio da recuperação térmica pode ser observada através da Lei de Darcy para fluxo radial horizontal, que prova que o fluxo de fluidos no reservatório é inversamente proporcional à viscosidade (Equação 2.1) Onde: q = vazão de óleo k = permeabilidade absoluta da formação h = espessura da formação = diferencial de pressão = viscosidade do óleo R e = raio externo = raio do poço Injeção de água quente A injeção de água quente é usualmente menos efetiva que a injeção contínua de vapor por causa do menor transporte de calor por unidade de massa (Lacerda, 2000). Além disso, a saturação residual de óleo também é mais alta, mesmo para uma mesma temperatura devido ao maior volume de vapor injetado em relação a água quente. Acha-se que o vapor é mais efetivo que a água quente no deslocamento do óleo devido: Ao diferencial extra de pressão resultante da viscosidade cinemática mais alta do vapor, sendo este parâmetro definido como a relação entre a viscosidade e a densidade. Um similar fluxo de massa de vapor resulta em maior velocidade de fluido e diferencial de pressão. Uma baixa tendência do vapor em formar finger comparado com a água pois, devido a diferença de densidade, o vapor não molha a rocha fluindo pelo centro dos poros, contrário do que ocorre com a água. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 13

38 Capítulo II: Aspectos teóricos Efeitos de destilação, os quais fazem com que as frações voláteis do óleo evaporem no vapor e sejam carreadas com ele. Há, assim, algumas características do deslocamento miscível na injeção de vapor Injeção cíclica de vapor Este método foi descoberto por acidente pela Shell na Venezuela em 1959, quando se produzia óleo pesado por injeção contínua de vapor. Durante a injeção ocorreu o breakthrough do vapor e, para reduzir a pressão de vapor no reservatório, o poço injetor foi posto em produção quando se observou a produção de óleo com vazões consideráveis. Este método também é conhecido como estimulação por vapor, steam-soak, huff and puff. Neste processo, o vapor é injetado no reservatório a vazões de ordem de 1000 bpd por um período de alguns dias a semanas; o poço é então fechado por alguns dias (chamado período de soaking) e depois colocado em produção como mostra o esquema da Figura 2.5. O período de produção varia de alguns meses até dois anos. É um processo eficiente principalmente nos primeiros ciclos, mas a cada ciclo, os picos de vazão vão diminuindo e consequentemente a produção por ciclo. O fim do período de ciclos caracteriza-se pelo alcance da ROV (razão óleo adicional/vapor injetado) limite (Queiroz, 2006). Figura Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 14

39 Capítulo II: Aspectos teóricos A principal vantagem da injeção cíclica de vapor é a antecipação rápida de produção. Entretanto, a baixa recuperação de óleo, em torno dos 15%, constitui-se na sua maior desvantagem devido o vapor aquecer apenas uma pequena região em torno do poço então, com os ciclos seguintes e atuação na mesma região, menor volume de óleo é produzido Injeção Contínua de vapor No processo de injeção contínua, o vapor é injetado em um ou mais poços chamados poços injetores, e o óleo é empurrado para os poços produtores. Normalmente os poços são distribuídos em malhas regulares, podendo ser five spot, seven spot ou nine spot. Frequentemente os dois métodos de injeção de vapor são combinados e os poços são produzidos por injeção cíclica antes de iniciar a injeção contínua. Quando se deseja produzir óleos muito viscosos, a estimulação antes da injeção contínua é quase essencial para se obter comunicação de fluxo entre os poços injetores e produtores. Em operações comerciais, a injeção cíclica é frequentemente atrativa do ponto de vista econômico, porque permite produção rápida de óleo, com consideráveis ROV. A estimulação por vapor é frequentemente atrativa em curto prazo, recuperando normalmente 15 a 20% do óleo in place de forma economicamente viável. O processo é atrativo até o ciclo em que o óleo produzido não paga os custos de geração do vapor, ou seja, a ROV torna-se muito baixa nestes ciclos. Um valor muitas vezes adotado pela indústria do petróleo é a ROV 0,10. Quando atinge esse estágio é comum, em campos contendo óleo móvel, converter esse processo de recuperação para injeção contínua de vapor. A injeção contínua pode fornecer recuperações em torno de 50% do óleo in place. Volumes de vapor são tradicionalmente medidos em termos de volume equivalente de água fria (CWE). Nem todo reservatório é candidato a receber injeção contínua de vapor, algumas limitações de reservatório fazem com que esse processo não seja aplicado de forma adequada. Reservatórios muito profundos são antieconômicos para estimulação convencional e injeção Marcos Allyson Felipe Rodrigues 15

40 Capítulo II: Aspectos teóricos contínua de vapor por causa das elevadas pressões de vapor e das correspondentes elevadas temperaturas. As perdas de calor na linha de injeção e a quantidade de calor requerida para elevar o reservatório para a temperatura do vapor exigem que um grande volume de vapor seja injetado. Há um incremento nas perdas de calor pelo poço à medida que a profundidade do reservatório aumenta. Outro fator importante é a excessiva perda de calor que ocorre do reservatório para as camadas sub e sobrejacentes (underburden e overburden). A Figura 2.6 mostra o processo de injeção de vapor, com as indicações de perda de calor durante todo o seu trajeto do gerador ao reservatório. Figura Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér, 2002). Isolamento térmico pode ser usado para estender a profundidade prática máxima para a injeção de vapor. Muitas pesquisas estão sendo realizadas na busca de aumentar o isolamento térmico da linha de vapor, buscando que a maior quantidade de vapor e menos condensado chegue ao reservatório. Outro importante critério para uma injeção contínua com sucesso é que o reservatório deve ser espesso, pelo menos 5 m de espessura, e preferivelmente mais espesso. A razão para isto é que as perdas de calor para as camadas sub e sobrejacentes (overburden e underburden) representam uma excessiva proporção do total de calor requerido para reservatórios pouco espessos (Lacerda, 2000). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 16

41 Capítulo II: Aspectos teóricos Normalmente, projetos de sucesso com injeção contínua de vapor estão em reservatórios relativamente rasos e espessos por exemplo, 300 a 600 m de profundidade e 30 m de espessura. Estes reservatórios geralmente consistem em areias inconsolidadas ou fracamente consolidadas com permeabilidade e porosidade razoavelmente elevadas, e alta saturação de óleo. Em alguns casos, à medida que os campos submetidos à injeção contínua se depletam, injeta-se água para recuperar parte do óleo remanescente. Nesta situação é ainda desejável estimular os produtores periodicamente se a produção tender a cair com a redução da temperatura promovida pela injeção de água. Reservatórios muito rasos não são normalmente indicados para injeção contínua de vapor. A razão para isso é que a pressão de vapor que pode ser utilizada deve ser mantida baixa para evitar fraturamento da formação até a superfície. Com as limitações impostas pela pressão de vapor, o óleo pode não se deslocar o suficiente para tornar a recuperação viável. O uso de poços horizontais em lugar dos poços convencionais torna o uso do processo de injeção contínua de vapor em reservatórios rasos mais prático. O maior contato do poço com o reservatório permite que os óleos mais viscosos sejam produzidos a vazões consideráveis Descrição do processo da injeção contínua de vapor À medida que o vapor se movimenta através do reservatório entre o injetor e o produtor, cria-se diversas regiões de diferentes temperaturas e saturações de fluidos, como mostrado na Figura 2.7. As regiões são a zona de vapor, a de condensado quente, a de condensado frio, e a zona de fluido do reservatório. A zona de condensado quente pode ser subdividida em um banco de água quente e banco de solvente. Embora as divisões entre as zonas não sejam claras, elas proveem uma maneira útil de descrever os vários processos ocorridos durante a injeção contínua de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 17

42 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007). Um perfil típico de temperatura para uma injeção contínua de vapor é apresentada na Figura 2.8, onde mostra uma transição gradual da temperatura do vapor no poço de injeção para a temperatura do reservatório no poço produtor. À medida que o vapor entra no reservatório, forma uma zona saturada de vapor em torno do poço. Esta zona, aproximadamente à temperatura do vapor injetado, se expande à medida que mais vapor é injetado. À frente da zona saturada de vapor (A), o vapor se condensa em água por causa da perda de calor para a formação e forma uma zona de condensado quente (B,C). Empurrado pela injeção contínua de vapor, o condensado quente transporta calor à frente da frente de vapor para dentro das regiões mais frias mais distantes do injetor. Com o tempo, o condensado perde seu calor para a formação, e sua temperatura se reduz para a temperatura inicial do reservatório. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 18

43 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994). Onde: A Zona de vapor B Banco de solvente C Banco de Água quente D Banco de Óleo Zona condensada fria E Zona de fluidos do reservatório T r Temperatura do reservatório T s Temperatura do vapor S oi Saturação de óleo inicial S or Saturação de óleo residual Por causa de diferentes mecanismos de deslocamento ativos em cada zona, as saturações de óleo variam entre o injetor e o produtor (Figura 2.8). Os mecanismos ativos e a saturação dependem principalmente das propriedades térmicas do óleo. Na zona de vapor (A), a saturação Marcos Allyson Felipe Rodrigues 19

44 Capítulo II: Aspectos teóricos de óleo atinge o seu mais baixo valor porque o óleo está sujeito às mais elevadas temperaturas. A saturação residual de óleo atingida é independente da saturação inicial, mas depende da temperatura e da composição do óleo. O óleo é movido da zona de vapor para a área de condensado quente (B, C) por destilação (vaporização de porção de óleo) na temperatura do vapor, criando um banco de solvente (B) de frações leves destiladas exatamente à frente da frente de vapor. Gás é também removido do óleo nessa região. Na zona de condensado quente, o banco de solvente (B) gerado pela zona de vapor extrai óleo adicional da formação para formar uma fase óleo de deslocamento miscível. As altas temperaturas nesta zona reduzem a viscosidade do óleo e o expandem para produzir saturações mais baixas que aquelas encontradas em uma injeção convencional de água. O óleo mobilizado é empurrado à frente pelo avanço das frentes de vapor (A) e da água quente (C). Ao mesmo tempo em que o vapor injetado se condensa e se resfria para a temperatura do reservatório (na zona de condensado frio), um banco de óleo (D) se forma. Assim, a saturação de óleo nesta zona é realmente mais elevada que a saturação inicial de óleo. O deslocamento aqui é representativo de uma injeção de água. Finalmente, na zona de fluido do reservatório (E), a temperatura e a saturação se aproximam das condições iniciais Mecanismos de produção Das regiões previamente discutidas, muitos mecanismos de recuperação estão funcionando, todos com diferentes grau de importância. O mecanismo dominante em qualquer injeção contínua de vapor depende do tipo de óleo. Por exemplo, a redução da viscosidade pode ser o mecanismo mais importante na recuperação de óleos pesados, ao passo que a destilação por vapor e a remoção do gás por arraste (gas stripping) podem contribuir mais para recuperar óleos mais leves. Os principais mecanismos para a recuperação de óleo por injeção contínua de vapor em óleos pesados são: Marcos Allyson Felipe Rodrigues 20

45 Capítulo II: Aspectos teóricos Redução da viscosidade Expansão térmica Destilação do vapor Gás em solução Miscível Cada mecanismo é discutido separadamente nas próximas sessões Redução da viscosidade O decréscimo na viscosidade do óleo (µ o ) com o incremento da temperatura é o mecanismo mais importante para recuperação de óleos pesados. À medida que a temperatura do reservatório aumenta durante a injeção de vapor, a viscosidade do óleo decresce como visto na Figura 2.4. A viscosidade da água (µ w ) também decresce, mas em um grau menor. O objetivo principal do incremento da temperatura é melhorar a razão de mobilidade:.. (Equação 2.2) onde são as permeabilidades efetivas à água e ao óleo, respectivamente. Com óleos de mais baixa viscosidade, as eficiências de deslocamento e de varrido areal são melhoradas. Assim, uma injeção de vapor recuperará mais óleo pesado que uma injeção convencional de água porque, a elevadas temperaturas, o óleo pesado se comporta como um óleo leve. A mudança na viscosidade do óleo com a temperatura é normalmente reversível. Em outras palavras, quando a temperatura decresce novamente, a viscosidade do óleo reverte aproximadamente para o seu valor original. Esta reversibilidade da mudança de viscosidade com a temperatura pode ser a causa da formação do banco de óleo. Quando uma frente de vapor se move através de um reservatório, a Marcos Allyson Felipe Rodrigues 21

46 Capítulo II: Aspectos teóricos temperatura imediatamente à frente da frente de vapor aumenta, dessa forma reduzindo a viscosidade do óleo. O óleo é prontamente deslocado dessa região de alta temperatura para uma área onde a temperatura pode ser consideravelmente mais baixa. Nessa região de baixa temperatura, a viscosidade do óleo aumenta novamente, assim retardando seu fluxo e, consequentemente, uma grande quantidade de óleo se acumula como um banco. Este banco, frequentemente observado na injeção contínua de vapor em reservatórios de óleos pesados, é responsável pelas altas vazões de produção de óleo e baixa RAO (razão água/óleo) justamente antes ou no tempo de breakthrough. Há também outros efeitos que promovem a mobilidade do óleo. O primeiro destes efeitos é devido ao melhoramento da razão de viscosidade óleo/água. Isto torna a água de percolação capaz de arrastar o óleo a vazões maiores para os poços produtores, que resulta em uma depleção mais efetiva na região invadida pela água para um dado volume de condensado (Lacerda, 2000). Até mesmo após o aquecimento, a água ainda passa através do óleo por causa da razão de mobilidade adversa. Contudo, há uma menor tendência para o vapor fazer isto. Provavelmente, na maioria das circunstâncias de injeção contínua de vapor, a frente de condensação de vapor avança numa forma estável (sem fingers) exceto quando está se movimentando para cima. Enquanto a frente de condensação avança numa forma estável, o condensado é drenado através do óleo para os poços produtores, frequentemente em fingers. Este mecanismo remove volumes relativamente grandes de condensado e assim permite mais condensação do vapor. Frequentemente o condensado que deve ser removido é maior em volume que o do óleo produzido. Para aquecer um volume do reservatório para a temperatura do vapor, mais de um volume de poros de vapor é requerido Expansão térmica A expansão térmica, também é um importante mecanismo de recuperação na região de água quente. À medida que o óleo se expande com o incremento da temperatura, a sua saturação incrementa, tornando-se mais móvel. O montante da expansão depende da composição do óleo, Marcos Allyson Felipe Rodrigues 22

47 Capítulo II: Aspectos teóricos porque a expansão térmica é maior para o leve do que para o pesado, ou seja, a expansão térmica é mais efetiva em recuperação de óleo leve que em pesado Destilação pelo vapor A destilação pelo vapor, o principal mecanismo de recuperação na zona de vapor atrás da frente de vapor, baixa o ponto de ebulição dos líquidos do reservatório da seguinte maneira: a pressão do vapor total (P T ) da mistura de óleo e água no reservatório é a soma das pressões de vapor dos dois líquidos (Po + Pw). A mistura evaporará quando a pressão de vapor se igualar ou exceder a pressão do sistema (Lacerda, 2000). A pressão de vapor total atinge a pressão do sistema a uma mais baixa temperatura que qualquer uma das pressões de vapor individuais, como ilustrado na Figura 2.9. A pressão de vapor do óleo na fase gás baixa o ponto de ebulição da água porque se adiciona à pressão do vapor saturado para igualar ou exceder a pressão total do sistema. Figura Pressão de vapor em função da temperatura (Willman et. al., 1961). A destilação do vapor também causa a partição do óleo, chipping of oil, de poros não interconectados como mostra a Figura Este fenômeno redistribui parcialmente o óleo de um poro não conectado para um poro conectado de forma que a possibilidade de deslocamento do óleo cresce. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 23

48 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Efeito da partição da injeção contínua de vapor em um sistema molhado pela água (Hong, 1994). Baixar o ponto de ebulição para óleos leves é tão eficiente quanto o efeito de partição para os óleos pesados. O efeito da partição torna-se mais importante porque a baixa pressão de vapor do óleo pesado proíbe a efetiva separação da fração leve. Desde que o vapor preferencialmente destila as frações leves primeiro, o óleo produzido imediatamente antes do irrompimento do vapor será mais leve que o óleo produzido depois. A recuperação por destilação por vapor é maior para óleos leves porque contêm mais componentes destiláveis. Atrás da frente de vapor ocorre a remoção por arraste de gás gás stripping. Agindo como um gás carreador, o vapor remove seletivamente as frações leves do líquido. Uma grande porção da fração leve do óleo destilada por vapor é carreada através das zonas de vapor e de água quente para uma região mais fria. Nesta região mais fria, a fração de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 24

49 Capítulo II: Aspectos teóricos óleo leve e o vapor carreador se condensam. Esta condensação é um importante mecanismo de recuperação de óleo na região de água quente à frente da frente de vapor. Quando o vapor se condensa, a água quente resultante sendo mais viscosa que o vapor - reduz a formação de fingering de vapor. O condensado de vapor, fluindo com o óleo, forma o empuxo de água quente. A fração leve do óleo condensa, mistura-se com o óleo in place e o dilui, assim reduzindo a densidade total do óleo e a sua viscosidade. À medida que a frente de vapor empurra mais em direção dos produtores, mais frações leves são condensadas e assim se acumula a frente da frente do vapor. Consequentemente, o banco de óleo leve agindo como um solvente cresce em tamanho à medida que se move através da formação, como mostra a Figura O resultado é um deslocamento miscível da fase óleo. A recuperação incrementada de óleo devido a este deslocamento miscível foi estimada por Willman et, al.(1961), onde obteve para alguns óleos pesados resultados da ordem de 3 a 5% do OOIP. Até recuperações mais elevadas podem ser obtidas dependendo da composição do óleo e do montante OOIP. Figura Geração de solvente no reservatório pela injeção contínua de vapor (Hong, 1994). A diluição e a extração de óleo na região de água quente têm dois efeitos importantes: a viscosidade do óleo e a saturação residual de óleo decrescem. A porcentagem das frações pesadas do óleo residual no banco de água quente (condensado) decresce desde que este óleo residual seja destilado com o tempo pelo vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 25

50 Capítulo II: Aspectos teóricos Mecanismo do gás em solução O mecanismo de gás em solução, também encontrado na de injeção de água quente, é um processo de conversão de calor em energia mecânica para deslocar o óleo. Como a temperatura à frente da frente de vapor aumenta, gases dissolvidos se tornam menos solúveis e se liberam da mistura líquida. Estes gases liberados se expandem, proporcionando uma força de arraste o qual desloca o óleo e, consequentemente, aumenta a sua recuperação. Em reservatórios portadores de CO 2 ou óleos que o contém dissolvido em sua composição, esse gás pode ajudar na recuperação através do mecanismo de gás em solução. Este mecanismo pode ser muito importante na injeção de vapor, para promover o aumento da produção, em reservatórios onde existam grandes quantidades de CO Distribuição da temperatura na injeção contínua de vapor A Figura 2.12 mostra de uma maneira idealizada um conceito de distribuição de temperatura em torno do poço injetor de vapor, onde T S representa a temperatura do vapor injetado e T R a temperatura inicial do reservatório. A temperatura nas vizinhanças do poço é quase igual à temperatura do vapor. Esta temperatura prevalece até o ponto onde o último vapor se condensa. Além da frente de condensação há uma zona de água quente na qual a temperatura cai. O gradiente de temperatura exatamente à frente da frente pode ser relativamente abrupto ou mais suave, dependendo das condições. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 26

51 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Distribuição hipotética da temperatura, das saturações e da pressão, em uma injeção contínua de vapor (Butler, 1991). Grande parte do calor introduzido com o vapor é perdido para as camadas sub e sobrejacentes por condução térmica. Na situação mostrada na Figura 2.12, é considerado que a zona quente atinge as camadas sub e sobrejacente. Na prática, é possível que possam existir condições nas quais a zona de vapor não se estenda para os limites inferior e superior do reservatório (Lacerda, 2000). Uma situação particularmente comum e importante é aquela onde a zona de vapor sobe, devido os efeitos da gravidade para o topo do reservatório, porém se estende por somente parte do caminho ao poço produtor na base. Sob esta condição, o óleo abaixo da zona de vapor está sendo aquecido, mas é produzido lentamente. É um desafio da Engenharia de Reservatórios projetar sistemas pelos quais a espessura máxima disponível do reservatório seja produzida com o objetivo de minimizar as perdas de calor para as áreas das camadas sub e principalmente Marcos Allyson Felipe Rodrigues 27

52 Capítulo II: Aspectos teóricos sobrejacentes, aproveitando melhor a energia térmica no reservatório, aumentando a eficiência do processo. Em alguns casos, à medida que o tempo passa a zona de vapor se expande e a área que está sendo aquecida acima e abaixo cresce. Como resultado, as perdas de calor também crescem e uma menor porção do calor do vapor injetado é útil no aquecimento da zona de óleo do reservatório. As perdas de calor incrementam até o ponto onde o crescimento areal torna-se limitado pela interferência com as malhas vizinhas. O espaçamento entre injetores e produtores é um fator importante em determinar a utilização do calor. Grandes espaçamentos resultam em grandes áreas de camadas sub e sobrejacentes, devendo o aquecimento ser mantido por um período de tempo maior. Para um dado fluxo, toma mais tempo drenar o óleo entre o injetor e o produtor se o espaçamento é maior. Por outro lado, menores espaçamentos implicam em maior densidade de poços na área, o que acarreta em maiores custos. Neste caso é de fundamental importância um Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica (EVTE) para avaliar a distância ótima entre poços que apresente maior retorno financeiro. O projeto de uma injeção contínua de vapor envolve um balanço econômico entre a eficiência térmica de espaçamentos menores e os menores investimentos requeridos para uma menor quantidade de poços envolvidos em malhas com espaçamento maiores Segregação gravitacional do vapor A maior diferença entre uma situação prática e a Figura 2.12 é que a diferença na densidade entre o vapor e os líquidos no reservatório causa a segregação gravitacional do vapor, isto é, o vapor flui pelo topo do reservatório, como mostra a Figura Com o tempo, o vapor irrompe nos poços de produção. A região superior varrida pelo vapor tem uma mais baixa saturação residual de óleo que a região inferior invadida pela água Marcos Allyson Felipe Rodrigues 28

53 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Segregação gravitacional do vapor (Butler, 1991). Um esforço significante está sendo feito atualmente para desenvolver aditivos para o vapor, que irão restringir seu fluxo dentro do reservatório e, portanto, incrementando a queda de pressão e causando uma mais rápida introdução do vapor na parte inferior do reservatório, ou seja, a zona onde atua a água quente. Uma abordagem popular é a adição de materiais surfactantes ao vapor, o qual causa a formação de espuma dentro desta zona. Para materiais espumantes serem efetivos, é necessário que sejam quimicamente estáveis na temperatura do vapor e que seus custos sejam baixos o suficiente para que justifiquem o seu emprego como aditivo. Aditivos de espuma podem também reduzir o desvio do vapor através das camadas de alta permeabilidade em reservatórios heterogêneos Irrompimento do vapor no poço produtor breakthrough A chegada do fluido deslocante ao poço produtor é denominada irrompimento (breakthrough). Para deslocamento tipo pistão, isto significa o fim do processo. Contudo, na realidade, mais óleo misturado com o fluido deslocante é frequentemente produzido durante muito tempo após o irrompimento. Com óleos muito pesados, quase toda a sua produção ocorre após o irrompimento, pois, em processos de injeção de vapor, contém uma preponderância de se produzir água inicialmente. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 29

54 Capítulo II: Aspectos teóricos Injetividade A vazão na qual o vapor pode ser injetado no reservatório é de grande importância. A economicidade de um projeto de injeção contínua de vapor é grandemente dependente das vazões nas quais o vapor é injetado e o óleo é recuperado. Vazões baixas de injeção implicam em vazões lentas de produção e baixos fluxos de caixa. Outro fator importante é que, a eficiência térmica da injeção contínua de vapor, é determinada fortemente pela vazão com o qual pode ser conduzida. O grande desafio é encontrar uma vazão adequada que acelere a produção de óleo, obtendo retorno financeiro mais rápido, mas que apresente menor perda de calor possível, significando que maior quantidade de calor está sendo utilizado para o aquecimento do reservatório e não perdido para a formação sobrejacente, principalmente. A vazão na qual a injeção pode ser obtida no reservatório é abordada pela consideração de fluxo estacionário entre os poços injetores e os produtores, para várias geometrias, assumindo que o fluido injetado tem as mesmas propriedades do óleo deslocado. No início do processo esta é uma representação razoável, desde que o óleo seja a única fase móvel. Assumindo que o fluido injetado é mais móvel em relação ao fluido deslocado, pode-se esperar uma melhora na injetividade à medida que o deslocamento prossegue. Obtém-se vantagem dessa injetividade melhorada pelo acréscimo de pressão da vazão de injeção para uma dada pressão de injeção ou por permitir a pressão cair para uma dada vazão de injeção (Lacerda, 2000). Quando o vapor é injetado, o volume deslocado está relacionado ao volume de vapor injetado e às propriedades térmicas dos fluidos e do material do reservatório. A quantidade de vapor requerida para deslocar uma unidade de volume de óleo é determinada pelo balanço de energia. É suficiente observar que o volume de vapor (medido como volume de água líquida equivalente) injetado é normalmente igual à diversas vezes o volume de óleo deslocado. Desde que há normalmente pouca resistência ao fluxo do vapor na câmara de vapor ou ao fluxo de água através do óleo deslocado, pode-se esperar que a injetividade para o vapor seja consideravelmente maior que a calculada para o fluxo simples de óleo. Uma aproximação razoável é multiplicar a injetividade calculada pela razão vapor-óleo e por um fator em torno de 1,5 para levar em conta o incremento efetivo do raio do poço injetor devido ao aquecimento. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 30

55 Capítulo II: Aspectos teóricos Fingering No processo de deslocamento mostrado na Figura 2.12, a água condensada flui mais rapidamente que o óleo para os poços de produção porque é menos viscosa que o óleo que está deslocando. Frequentemente a água flui como veios finos, fingers, através do óleo. O modelo de fluxo pode ser visualizado como óleo e água fluindo lado a lado por caminhos de fluxo separados, com a velocidade da água sendo muito maior que a do óleo. Assim, ao contrário do óleo puro, uma mistura contendo quantidades substanciais de água é produzida. O fingering de água através do óleo pode também ser promovido pelas heterogeneidades dentro do reservatório, incluindo aquelas criadas por fraturamento que resultam da injeção de vapor a pressões acima da tensão mínima. A passagem da água deve ocorrer se o vapor é continuamente injetado para suprir calor para o reservatório. Se a remoção do condensado não é possível com o diferencial de pressão disponível, então o processo será atenuado grandemente (Lacerda, 2000) Injeção combinada de vapor com um fluido alternativo A fim de conseguir uma maior recuperação de óleo e reduzir os custos de injeção, nos últimos anos a injeção de fluidos alternativos ao vapor tem sido combinada de modo simultâneo, alternados ou após. Os fluidos mais utilizados como fluido alternativo ao vapor é o dióxido de carbono, o gás natural, nitrogênio, solventes e água Injeção de gás imiscível Os processos de injeção de gás podem ser divididos como miscíveis ou imiscíveis, sendo mais eficazes quando o gás é injetado quase ou totalmente miscível com o óleo no reservatório. A injeção de gases imiscíveis aumenta a recuperação de óleo aumentando o número capilar devido aos relativamente baixos valores de tensão interfacial entre o petróleo e o gás injetado. Na injeção miscível, o incremento na recuperação do óleo é obtido por um dos três mecanismos: o deslocamento de óleo por solvente através da geração de miscibilidade (ou seja, zero de tensão interfacial entre óleo e solvente), sua expansão e diminuição de sua viscosidade. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 31

56 Capítulo II: Aspectos teóricos A injeção imiscível de gás funciona basicamente como recuperação secundária, onde consiste na injeção do fluido a fim de aumentar a pressão no reservatório e estimular a saída de petróleo. Por processo mecânico, o óleo é deslocado para fora dos poros. Não há miscibilidade entre o fluido injetado e o óleo viscoso. A Figura 2.14 ilustra a injeção de gás imiscível no reservatório, onde objetiva deslocar o óleo ao poço produtor mecanicamente. Figura Injeção de gás imiscível (Modificado de Bressan, 2008). A injeção imiscível de gás ocorre em reservatórios onde suas características não são favoráveis a ocorrência da miscibilidade como baixa pressão e presença de óleos viscosos Injeção de Vapor seguida por Água A primeira conversão de injeção de vapor para injeção de água foi realizada em projetos da Chevron no campo de Kern River, onde observaram que a baixa produção de óleo após a mudança para injeção de água, não compensou os custos relativos a esse método. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 32

57 Capítulo II: Aspectos teóricos Uma análise mais aprofundada dessas pesquisas, no entanto, mostrou que na maioria dos casos, a conversão para injeção de água foi realizada no fim do projeto (10 anos ou mais injeção de vapor antes da conversão), onde as baixas vazões de óleo não justificam quaisquer mudanças operacionais. Em outras situações que envolvem esse método onde a troca de fluidos se deu no início da vida do projeto, muitos benefícios têm sido alcançados. A mudança, nestes casos, resultou na extensão do tempo de projeto, além de melhorar a viabilidade econômica em relação à utilização apenas do vapor (Hong, 1994) Justificativa para conversão de injeção de vapor para injeção de água Com o amadurecimento da injeção de vapor, as vazões de produção de óleo começam a diminuir e a razão óleo-vapor (ROV) torna-se baixa. Então, torna-se necessário decidir a continuidade do processo de injeção de vapor no reservatório. A baixa ROV geralmente dá sinais de que uma grande quantidade de calor está sendo perdida para as formações adjacentes, ou seja, perdas de energia térmica. Após o breakthrough, parte do vapor injetado é produzido, e a energia térmica entra em um processo cíclico no reservatório, não sendo aproveitada para o aquecimento do reservatório e, consequentemente, torna-se menos eficiente na produção de óleo. Se a injeção de vapor é continuada até o fim do projeto, o calor contido na rocha e nos fluidos seria desperdiçado. Assim, deve-se encontrar uma forma de utilizar este calor para o funcionamento ideal de um projeto de injeção de vapor. Uma injeção de gás ou de água pode ser usada para recuperar o calor armazenado na rocha, no entanto, a injeção de água é a melhor opção porque a água é menos onerosa e tem uma maior capacidade calorífica do que o gás. A conversão de injeção de vapor para injeção de água pode apresentar as seguintes vantagens: Prolonga a vida econômica de um projeto de injeção de vapor; Geradores: reduz o consumo de combustível e permite que o vapor possa ser usado em outros projetos de expansão; Resaturação da zona de vapor com água em estado líquido; Marcos Allyson Felipe Rodrigues 33

58 Capítulo II: Aspectos teóricos Redistribuição do calor no reservatório, permitindo a produção de óleo adicional das zonas normalmente ignoradas pelo vapor injetado. Com o resfriamento do reservatório após a injeção de vapor ser interrompida para a troca de fluido, o vapor se condensa, criando grandes espaços vazios no reservatório. Se gases não condensáveis ou água não for injetado para ocupar esses espaços vazios, os fluidos que foram deslocados pelo vapor se redistribuem na área invadida por este fluido e reocupa áreas já varridas pelo vapor, ocorrendo uma resaturação. Este efeito indesejável pode ser evitado se os projetos forem convertidos em injeção de água (Hong, 1994). Em reservatórios de alta permeabilidade e de baixa pressão, o vapor injetado preferencialmente move-se ao longo do topo do reservatório. Mesmo após vários anos de injeção de vapor, uma grande parte do reservatório, especialmente nas zonas mais baixas, permanece não aquecida. Considerando que a zona invadida pelo vapor tem uma baixa saturação de óleo residual, pois o vapor efetivamente produziu esse óleo, as partes mais baixas que não foram atingidas pelo vapor têm saturação de óleo relativamente alta. Este óleo pode ser deslocado de forma eficiente somente através da entrega de calor para as partes inferiores do reservatório, e a conversão para injeção de água pode auxiliar na produção dessa área do reservatório. Na teoria, a água injetada preferencialmente entra na zona de vapor porque esta zona fornece o caminho de menor resistência ao fluxo. Nesta área, o fluido injetado é aquecido em função da troca de calor. Devido à água líquida ter uma densidade superior ao vapor e ao óleo, flui para as partes inferiores do reservatório. O resultado é uma injeção de água quente no reservatório, nas áreas relativamente não invadidas pelo vapor. Em alguns casos, pode-se continuar a injeção de vapor na parte superior do reservatório, de forma que a água quente o desloca, produzindo o óleo da área não atingida inicialmente pelo vapor. A produção acumulada líquida pode ser um bom indicativo para analisar o tempo de mudança operacional, pois o seu declínio é um indício de que o óleo produzido não paga os custos da injeção de vapor. Com a injeção de água, o consumo de combustível é significativamente reduzido indicando que se podem ter altos valores de produção acumulada líquida, desde que a conversão não seja feita tarde demais. Após a modificação para injeção de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 34

59 Capítulo II: Aspectos teóricos água, alguns poços produtores, se necessário, podem ser convertidos para injetores de vapor para estimulação através de injeção cíclica. Durante a fase final de um projeto de injeção de vapor, a água produzida possui temperatura elevada. Esta água é uma valiosa fonte de calor: tratada adequadamente pode ser reinjetada no reservatório ou utilizada como água de alimentação do gerador para produzir vapor. Atualmente já se utiliza a água produzida para reinjeção no reservatório (Hong, 1994) Tempo ótimo para a conversão de injeção de vapor para injeção de água Para o método obter sucesso econômico, é fundamental conhecer o tempo ótimo para converter uma injeção de vapor numa injeção de água. Se essa mudança for muito cedo, o reservatório não é suficientemente aquecido para produzir o máximo de óleo recuperável, não aproveitando o máximo potencial da injeção de vapor. Se a conversão for tarde demais, uma grande quantidade de calor é perdida no reservatório sendo então desperdiçado. Para cada tipo de reservatório, deve haver um tempo ótimo de conversão que maximize a produção e a rentabilidade do projeto. Isto pode ser determinado através da realização de uma análise técnico econômica para a injeção de água após o vapor, analisando diferentes tempos de conversão. Um simulador térmico pode ser utilizado para a previsão de produção para as diversas condições do vapor e água injetada. Um procedimento para determinar o momento ótimo de conversão está mostrado na Figura 2.15, aplicado à região de Kern River (Hong, 1994). Consistiu em comparar volumes acumulados líquidos de óleo, de um representativo projeto seven spot invertido, de m², para quatro cenários operacionais diferentes: conversão após 3, 5, 8 anos e nenhuma conversão (todo vapor). Observa-se que o projeto de injeção contínua de vapor, depois de 9 anos, consome mais óleo como combustível do que o volume produzido nesse período. A comparação dos três cenários de conversão mostra que a conversão após cinco anos de injeção de vapor produz uma maior produção acumulada líquida e, portanto, é o ideal. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 35

60 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo diferentes conversões (modificado de Hong, 1994). Na prática, o projeto foi convertido após sete anos de injeção de vapor e produziu resultados semelhantes ao mostrado para a conversão após oito anos. Embora os resultados não sejam muito diferentes daquele para o caso ideal, deve-se notar que os geradores de vapor usados para este projeto poderiam ter sido liberados para uso em outras áreas dois anos antes, sem nenhuma perda na produção acumulada líquida de óleo Injeção de água após o vapor Depois de determinar o momento ideal para converter uma injeção de vapor em uma injeção de água, o engenheiro responsável precisa saber a temperatura e a vazão de injeção de água a ser usada. Estes são os dois parâmetros operacionais principais a serem considerados quando se elabora um projeto deste tipo. Seus valores devem ser escolhidos para maximizar o retorno econômico da operação do projeto. Hong em 1987 realizou um estudo de simulação numérica para determinar a temperatura e a vazão de injeção de água ideal a ser inserido no reservatório após o vapor, para um típico Marcos Allyson Felipe Rodrigues 36

61 Capítulo II: Aspectos teóricos reservatório de óleo pesado. O estudo mostrou que a melhor estratégia é usar a água, e injetá-la numa vazão três vezes maior que a vazão de vapor utilizada durante seu período de injeção. Estes resultados foram obtidos usando o mesmo procedimento empregado para determinar o tempo ótimo de conversão (Hong, 1987). Três diferentes temperaturas de água (entre 60 e 214 C) e três vazões de injeção diferentes (entre um e três vezes a vazão de vapor) foram consideradas, resultando em um total de nove casos. Em todos os casos, a conversão de injeção de vapor para injeção de água foi feito após seis anos de injeção contínua de vapor, de 40% de qualidade e vazão 360 bbl/dia, em um five spot invertido de m². A comparação entre as produções acumuladas líquida em função do tempo, durante o período de injeção de água para diferentes cenários mostrou que é benéfico injetar água a taxas mais elevadas no início. Em relação à temperatura da água, quanto mais baixa maior o benefício. A Figura 2.16 combina as curvas de produção acumulada líquida de óleo para temperaturas diferentes de água, mantendo a vazão de injeção de água fixa de três vezes a do vapor. Como pode ser observado, o uso de água sem aquecimento claramente produz uma maior produção acumulada líquida de óleo em relação às outras temperaturas consideradas. Isso ocorre porque a produção de óleo não é muito sensível à temperatura da água injetada e, quando a água não é aquecida, o óleo produzido é acrescentado ao resultado líquido (o aquecimento da água requer equipamentos que consumam combustível para elevar sua temperatura). A Figura 2.16 também mostra que se a alternativa escolhida fosse a de usar água a 417 F acarretaria em um resultado líquido negativo, pois está sendo consumido mais óleo para aquecimento do que o volume produzido pela malha considerada. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 37

62 Capítulo II: Aspectos teóricos Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo diferentes temperaturas da água (modificado de Hong, 1994). A melhor estratégia é, portanto, a utilização de água não aquecida (140 F) e injetar três vezes a vazão de vapor (Hong, 1994). Esta recomendação, no entanto, só se aplica aos reservatórios com características semelhantes ao modelo estudado. A análise é apresentada aqui apenas para demonstrar um procedimento para determinar os parâmetros de operação ótimos de reservatórios específicos Método de injeção alternada de vapor e água (WASP) Uma variação do processo de injeção de água após o vapor envolve a injeção desses fluidos de forma alternada por mais de um ciclo durante a vida de um projeto de injeção de vapor. Como acontece com qualquer método de EOR, o WASP funciona bem em reservatórios cuidadosamente selecionados para a aplicação e amplamente monitorados após a implementação. O processo de água alternando vapor (WASP) é análogo ao WAG (água alternando gás). O WAG consiste na injeção alternada de um gás e água, onde dois fluidos com densidades diferentes são injetados alternadamente por mais de um ciclo. Este método de injeção visa reduzir Marcos Allyson Felipe Rodrigues 38

63 Capítulo II: Aspectos teóricos a segregação gravitacional e as tendências de canalização do gás, melhorando assim o varrido vertical do reservatório. A principal diferença entre o WASP e WAG é que a fase gasosa no WASP é injetada a uma temperatura muito maior do que a fase líquida (Hong, 1994). A Figura 2.17 ilustra esquematicamente como o WASP pode funcionar em comparação com o processo de injeção contínua de vapor. Com a segregação gravitacional, o vapor migra para o topo da formação acarretando no seu irrompimento prematuro no poço produtor. O WASP, por outro lado, elimina essa irrupção prematura do vapor porque a água injetada causa o colapso da zona de vapor, enquanto tende a migrar para a base do reservatório. A nível microscópico, quando a água é injetada no reservatório após o vapor, o óleo se desloca no meio poroso pela área não aquecida, ignorando-a, provocando o colapso da zona de vapor. Após a conversão de volta para a injeção de vapor, este óleo é deslocado à frente dos fluidos injetados. Assim, a repetida injeção de vapor e de água leva a um melhor varrido vertical do reservatório quando comparado com a injeção contínua de vapor. Figura Comparativo de varrido vertical entre o WASP e injeção de vapor (Navieira, 2007). Outros benefícios proporcionados pelo WASP são: Redução da canalização do vapor; Redução do consumo de combustível pelos geradores; Marcos Allyson Felipe Rodrigues 39

64 Capítulo II: Aspectos teóricos Reduz as perdas de calor; Aceleração da produção e aumento da recuperação final; Fornece uma boa indicação do melhor momento para implementar uma injeção contínua de água, se desejado, após o WASP. O 2 e o 3 benefício acima são possíveis porque, utilizando o WASP, o vapor é injetado por apenas metade do tempo necessário para uma injeção contínua de vapor. Objetivando-se aumentar a eficiência térmica do vapor e reduzir seus custos, outro método de injeção alternada de vapor é o NASP (no-injection alternating steam process) que consiste na injeção intermitente deste fluido. O grande desafio para esse método é otimizar o tempo de injeção de vapor e o tempo sem a injeção para obter o maior fator de recuperação possível com um mínimo de vapor gasto Análise econômica de projetos A Engenharia Econômica utiliza um conjunto de métodos e técnicas para a quantificação e avaliação dos riscos financeiros envolvidos nos projetos e fornece indicadores para uma comparação consistente entre opções de investimentos tecnicamente viáveis. A utilização destas técnicas permite determinar a atratividade de cada alternativa, auxiliando as empresas a escolher as melhores oportunidades financeiras. A avaliação da viabilidade técnica e econômica de um projeto de recuperação avançada de petróleo é fundamental para a maximização de lucros e a minimização de riscos do projeto. De fato, após a realização de uma seleção de métodos de recuperação avançada candidatos para um reservatório específico, do ponto de vista da engenharia, deve-se proceder uma análise econômica para indicar o melhor método entre aqueles previamente escolhidos. A decisão por uma alternativa errada pode levar a lucros menores do que se estivesse escolhido outro método e em caso de uma má opção, conduzir a grandes prejuízos financeiros. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 40

65 Capítulo II: Aspectos teóricos Alternativas e decisões Alternativas são os vários cursos que uma ação pode tomar para alcançar objetivos. Entre os vários objetivos a serem alcançados existem os de benefícios tangíveis e intangíveis. Os benefícios tangíveis são aqueles que podem ser expressos em valores econômicos com relativa facilidade, visto que seguem um raciocínio simples e lógico em que todas as variáveis são determinadas com simplicidade. Já os benefícios intangíveis são aqueles que não podem ser expressos em termos econômicos com relativa facilidade, visto suas determinações serem subjetivas e que necessitam embasamentos bem estruturados para não serem refutados (Hirschfeld, 2000). Em grande parte dos casos, um empreendimento se compõe de benefícios tangíveis e de benefícios intangíveis os quais são todos analisados por ocasião do estudo de uma viabilidade de um empreendimento. Alguns conceitos são fundamentais, quando se trata da análise de viabilidade de projetos: Estudo de viabilidade de um empreendimento é o exame de um projeto a ser executado a fim de verificar sua justificativa, tomando-se em consideração os aspectos jurídicos, administrativos, comerciais, técnicos e financeiros. Alternativa econômica é a avaliação em termos econômicos de uma das concepções planejadas. Se existirem várias alternativas econômicas é necessário haver uma classificação destas de acordo com algum critério econômico. Decisão é a alocação de recursos a uma das alternativas econômicas, possibilitando sua execução. É necessário tomar-se muito cuidado no julgamento das alternativas econômicas, pois a alocação de recursos inicial em processo de execução, o qual, na maior parte das vezes, é irreversível. A alternativa julgada mais conveniente necessita estar lastreada em bases seguras para não se incorrer em erros irreparáveis que o tempo se encarregará de demonstrar. Risco é a probabilidade de obter resultados insatisfatórios mediante uma decisão. Existem decisões que são completamente subjetivas e os riscos nelas contidos podem ser enormes. Entretanto, muitas decisões que, aparentemente dependem de fatores subjetivos, podem ser Marcos Allyson Felipe Rodrigues 41

66 Capítulo II: Aspectos teóricos equacionalizadas por meio de técnicas adequadas, de forma a serem visualizadas alternativas econômicas que auxiliarão fortemente as tomadas de decisões isentas, em grande parte, de fatores pessoais. O levantamento destas posições econômicas ao longo do tempo chama-se fluxo de caixa onde com estes pode-se examinar, de forma mais clara, tais situações econômicas naqueles instantes: presente, futuro e após cada um dos períodos intermediários adequados entre estas duas situações extremas. Para poder tomar decisões de investimento, deve-se analisar se os ativos terão condições de oferecer o desempenho desejado pelos investidores. Portanto, é preciso adotar critérios para analisar o desempenho futuro projetado (esperado) do projeto. Obviamente, uma análise, para ser eficaz, deve estar fundamentada em projeções corretas. Critérios adequados devem permitir ao analista aceitar ou rejeitar, comparar e classificar os diversos ativos sob análise (Hirschfeld, 2000). Os critérios mais utilizados são: Métodos do Valor Presente Líquido (VPL) Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) Payback descontado Índice de Lucratividade Líquida (ILL) Quando se deseja investir uma quantia, comparam-se, geralmente, os prováveis dividendos que serão proporcionados por este investimento com os outros investimentos disponíveis. A taxa de juros que o dinheiro investido irá proporcionar, via de regra, deverá ser superior a uma taxa prefixada com a qual, faz-se a comparação. Normalmente deve-se observar a rentabilidade gerada por investimentos em poupança, renda fixa que são investimentos relativamente sem risco. Tal taxa de juros comparativa prefixada é chamada de taxa mínima de atratividade (TMA). Pode ser chamada também de taxa de expectativa, taxa de equivalência entre outros. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 42

67 Capítulo II: Aspectos teóricos A diferença de valores entre duas taxas de juros provindas de alternativas econômicas diferentes de investimentos constitui, para a alternativa aceita, uma taxa de juros chamada custo de oportunidade. É importante ter em mente que, entre duas alternativas de investimentos, com possibilidades de rendimentos diferentes, nem sempre se escolhe aquela que dá a maior taxa de juros. Isto se prende a análise de risco no qual as alternativas de investimentos estão sujeitos Valor Presente Líquido VPL O critério do valor presente líquido (VPL) é o mais utilizado em análises de investimentos. Entretanto, não existem critérios melhores que outros. Diferentes critérios medem diferentes aspectos de um projeto. Nesse contexto, o VPL mede o lucro em termos absolutos. Os profissionais na área de finanças adotam esse critério com mais frequência devido à fácil interpretação dos resultados (Filho et, al., 2006). O método de valor presente líquido também chamado Método do Valor Atual Líquido, tem como finalidade determinar um valor no instante considerado inicial, a partir de um fluxo de caixa formado de uma série de receitas e dispêndios, que represente o ganho absoluto do ativo. Em virtude de se usar frequentemente a expressão desconto ou valor descontado em uma operação onde se determina o valor presente líquido, a taxa mínima de atratividade envolvida recebe, muitas vezes, o nome de taxa de desconto. Ao analisar-se um fluxo de caixa referente à determinada alternativa j, tem-se vários valores envolvidos, ora como receitas, ora com dispêndios. A somatória algébrica de todos os valores envolvidos nos n períodos considerados, reduzidos ao instante considerado inicial ou instante zero e sendo i a taxa de desconto, se chama valor presente líquido. Valor presente líquido de um fluxo de caixa de uma alternativa j é, portanto, a somatória algébrica dos vários valores presentes F t. envolvidos neste fluxo de caixa (Hirschfeld, 2000). Logo: Marcos Allyson Felipe Rodrigues 43

68 Capítulo II: Aspectos teóricos (Equação 2.3) onde: = valor presente líquido de um fluxo de caixa de alternativa j. F t. = cada um dos diversos valores envolvidos no fluxo de caixa e que ocorrem em t. É definido como a diferença entre a receita gerada e os dispêndios do período t. i = Taxa Mínima de Atratividade (TMA) ou ainda, neste caso, taxa de desconto. Io = Investimento inicial do projeto. Portanto, basta calcular o valor presente de todos os fluxos de caixa no sentido de séries de valores que seguem à data zero. O critério decisório diz que um projeto só deve ser realizado se o seu VPL for nulo ou positivo, jamais se for negativo (Hirschfeld, 2000). Para calcular o VPL, primeiro é preciso determinar a taxa de desconto adequada, ou seja, a taxa mínima de rentabilidade que o projeto deve ter para que seja considerado rentável. Uma forma de indicar o cálculo do VPL a uma taxa de desconto k é VPL (k). Portanto, se VPL (k) = 0, o projeto remunera exatamente a taxa k. Se VPL (k) = R, sendo R > 0, pode-se dizer que o projeto, além de conseguir remunerar a taxa exigida, consegue criar uma riqueza no valor de R. Mas se VPL(k) for negativo, pode-se dizer que, além de não conseguir atingir a rentabilidade k exigida, o projeto não gera riqueza. O VPL é um critério internacionalmente aceito pelos profissionais de finanças. É conceitualmente correto e, em conjuntura com outros critérios, leva a decisões financeiras adequadas. Mas isso não impede que outros critérios venham a complementá-lo, fornecendo informações adicionais sobre o projeto Vantagens Marcos Allyson Felipe Rodrigues 44

69 Capítulo II: Aspectos teóricos A principal vantagem é determinar o valor que é criado ou perdido quando se decide realizar um projeto. Outra vantagem é que o VPL pode ser calculado para diversas taxas mínimas de atratividade, para se fazer uma análise de sensibilidade em função de possíveis alterações nas taxas. Esse é o critério mais usado pelo mercado de capitais. Pode-se usar o VPL para classificar investimentos. Assim, se VPL de A > VPL de B, isso significa que A é melhor do que B. Outra vantagem é que, como o VPL mede sempre os valores atuais, pode-se adicionar ou subtrair VPL s. Em resumo, pode-se dizer que o VPL é certamente um dos melhores critérios Desvantagens Como em todos os demais critérios, o VPL exige que o fluxo de caixa futuro seja estimado. Exige também que a taxa a ser usada para cálculo de VPL seja corretamente estimada Valor Presente Líquido (VPL) em um Projeto de Injeção de Vapor As empresas do setor petrolífero enfrentam na atualidade um clima de competição acirrada em decorrência da volatilidade dos preços do óleo, das margens estreitas de rentabilidade e das restrições ambientais. Nesse cenário, as empresas devem dispor de ferramentas adequadas para balancear as relações entre custo e benefício dos fatores econômicos, ambientais e tecnológicos, que são elementos chaves no processo decisório de investimentos. Um grande desafio das pesquisas na recuperação dos óleos pesados é fazer com que os processos utilizados para a extração desses recursos, em especial a injeção de vapor, sejam economicamente viáveis, uma vez que, além do maior custo de produção, o preço de mercado desse tipo de óleo é menor. Um dos fatores que contribuem para a viabilidade dos processos de recuperação do óleo pesado é o elevado preço do barril, fazendo com que estes métodos, inviáveis há algum tempo atrás, se tornem viáveis hoje em dia Receitas (R) Marcos Allyson Felipe Rodrigues 45

70 Capítulo II: Aspectos teóricos Para o cálculo das receitas deve-se ter a produção acumulada de óleo durante todo o tempo de projeto, calcular o volume de óleo produzido anualmente (se o fluxo de caixa utilizado for anual) e a partir daí, faz-se o cálculo das receitas (R) da seguinte forma:. (Equação 2.4) onde: V oleo-pro = Volume de óleo produzido na condição padrão por ano (bblstd/ano) P bbl = Preço do barril (US$/bblstd) CAPEX (Capital Expenditures) e OPEX (Operacional Expenditures) O CAPEX representa os investimentos realizados durante a fase de desenvolvimento do campo, incluindo os custos em perfuração de poços, instalações de superfícies e vias de escoamento de produção. Para o projeto de injeção de vapor, os custos de investimentos considerados foram: custo de aquisição do gerador de vapor (C a ) e custo de perfuração dos poços (C p ) Custo de aquisição do gerador de vapor (C a ) Para montar o fluxo de caixa, deve-se ter muito cuidado para não supercustear ou subcustear o processo. Por isso, deve-se ter um critério de rateio que, no caso da injeção do vapor, a vazão de injeção é o mais adequado. Logo, o custo relativo à aquisição do gerador de vapor é dado por:.. (Equação 2.5) onde: Ca = Custo relativo à aquisição do gerador de vapor (US$). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 46

71 Capítulo II: Aspectos teóricos P g = Preço do gerador de vapor (US$). Q inj = Vazão de vapor injetada (ton/dia). C g = capacidade do gerador em (ton/dia). η = Eficiência volumétrica do gerador Custo de perfuração dos poços (Cp). O custo de perfuração dos poços é dado pela seguinte equação:.. (Equação 2.6) onde: Cp = Custo de perfuração dos poços (US$). P perf = Preço de perfuração de um poço onshore (US$). I inj = Influência do poço injetor na malha considerada. I pro = Influência do poço produtor na malha considerada. A influência do poço na malha significa a participação do poço na malha considerada. Por exemplo, para um modelo de um quarto de five spot invertido, tanto no poço injetor quanto no produtor, a influência é de 0,25 pois o custo é dividido por quatro. Então a influência do poço na malha é um critério de rateio utilizado para não supercustear a perfuração dos poços. Diante disso o CAPEX considerado deve ser: (Equação 2.7) O OPEX engloba os custos incorridos para manter a produção tais como o de elevação dos fluidos, tratamento e separação dos fluidos entre outros. Para o projeto de injeção de vapor, os custos considerados foram: operação e manutenção do gerador de vapor (Com), elevação dos Marcos Allyson Felipe Rodrigues 47

72 Capítulo II: Aspectos teóricos fluidos (Cel), separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo), tratamento e descarte da água produzida (Cagua), participação governamental e o custo do fluido alternativo Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (Com). O custo de operação e manutenção do gerador consiste nas despesas relativas à água injetada, combustível e a manutenção do gerador. /.. ( Equação 2.8) onde: C om = Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (US$). C om/t = Custo anual de operação e manutenção por tonelada de vapor injetada (US$/ton.ano). Vinj = Volume anual de vapor injetado (ton) Custo de elevação dos fluidos (Cel). O custo de elevação dos fluidos está relacionado com as despesas para o deslocamento dos fluidos do fundo do poço para a superfície. / ³. (Equação 2.9) onde: C el = Custo de elevação dos fluidos (US$). C el/m³ = Custo de elevação de fluidos por m³ de fluido produzido (US$/m³). = Volume de fluido produzido em m³ Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 48

73 Capítulo II: Aspectos teóricos O custo de separação, transporte e tratamento do óleo consiste nas despesas relacionadas ao processamento e tratamento dos fluidos, para obter o óleo em condições aceitáveis para o refino. / ³. (Equação 2.10) onde: C oleo = Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (US$). C oleo/m³ = Custo de separação, tratamento e transporte do óleo por bbl de óleo produzido (US$/m³std). = Volume de óleo produzido em m³ Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua). O custo de tratamento e descarte da água produzida consiste nas despesas relacionadas a deixar a água em condições de ser descartada sem prejuízos ambientais em emissário submarino, por exemplo. / ³. (Equação 2.11) onde: C agua = custo de tratamento e descarte da água produzida (US$). C agua/m³ = Custo de tratamento e descarte da água por m³ de água produzida (US$/m³). = Volume de água produzida em m³ Participação governamental. Sugere-se como contribuição para o desenvolvimento da contabilidade nas indústrias de hidrocarbonetos e derivados, a relação dos investimentos realizados pela empresa com as Marcos Allyson Felipe Rodrigues 49

74 Capítulo II: Aspectos teóricos participações governamentais. A participação governamental deve ser considerada em projetos de petróleo, visto que impacta diretamente no lucro líquido obtido (Rocha et al., 2007). Os valores arrecadados com as participações governamentais devem ser utilizados para alavancar o desenvolvimento da região produtora, beneficiando a sociedade pela venda de um recurso energético. Dentre a participação governamental pode-se citar os royaltes, PIS/COFINS, proprietários de terra, CSLL, IRPJ entre outros. Para o cálculo proposto, foi considerada a participação governamental como 20% da receita Custo de injeção dos fluidos alternativos (Cagua-inj) e (Cgas-inj). injetado. O custo de injeção dos fluidos alternativos consiste nas despesas relativas à água ou gás / ³. (Equação 2.12) / ³. (Equação 2.13) onde: C agua-inj = Custo da água injetada (US$). C gas-inj = custo do gás injetado (US$). C agua-inj/m³ = Custo da água injetada por m³ (US$/m³). = Volume de água injetada em m³. C gas-inj/m³ = Custo do gás injetado por m³ (US$/m³). = Volume de gás injetado em m³. Diante destes custos considerados, a equação 2.16 foi desenvolvida com o objetivo de realizar uma análise econômica, através do VPL, para as configurações operacionais estudadas. A Marcos Allyson Felipe Rodrigues 50

75 Capítulo II: Aspectos teóricos ideia principal é ter uma ferramenta decisória para avaliar economicamente as diversas alternativas apresentadas, buscando as mais rentáveis. (Equação 2.14) 2.5. Produção acumulada líquida de óleo A produção acumulada líquida de óleo consiste no resultado líquido obtido a partir da dedução dos custos relacionados aos fluidos injetados tais como vapor, gás, água em termos volumétricos da quantidade de óleo já produzido de um reservatório. Para o estudo da injeção de vapor com fluidos alternativos deste trabalho, a equação da produção acumulada líquida (Npliq) de óleo utilizada é a seguinte:.... ( Equação 2.15) onde N p é a produção acumulada de óleo (m³std), ROV lim é a razão óleo-vapor limite (m³std/m³std), Q v é a vazão de vapor injetada (t/d), t v é o tempo de injeção de vapor (anos), t f-al é o tempo de injeção do fluido alternativo (anos), ROf-al lim é razão óleo-fluido alternativo (m³std/m³std) e Q f-al é a vazão do fluido alternativo injetado (m³std/d). Neste estudo foi considerada uma ROV lim de 0,10, para os gases uma ROf-al lim de 0,001 e quando o fluido alternativo foi a água, uma ROf-al lim de 0,05. A equação 2.18 deduz da produção de óleo os custos relativos ao vapor e aos fluidos alternativos, gás e água, o que proporcionará a comparação justa entre os diversos casos estudados. A ROV lim representa um valor limite para a ROV ao qual o processo de injeção de vapor é viável economicamente, ou seja, para valores de ROV menores que a ROV lim significa que a Marcos Allyson Felipe Rodrigues 51

76 Capítulo II: Aspectos teóricos receia gerada pelo óleo não cobre os custos relativo a injeção de vapor.o mesmo raciocínio pode ser empregado para a ROf-al lim Planejamento e otimização de experimentos No planejamento de qualquer experimento, o passo inicial consiste em decidir quais são os fatores e as respostas de interesse. Os fatores, em geral, são variáveis que o experimentador tem condições de controlar ou atributos de incerteza de um sistema, enquanto que as respostas são as variáveis de saída do sistema nas quais se tem interesse. As respostas podem ou não ser afetadas por modificações provocadas nos fatores. Dependendo do problema, pode haver várias respostas de interesse, que talvez precisem ser consideradas simultaneamente. Assim como os fatores, as respostas podem ser qualitativas ou quantitativas. Um planejamento fatorial completo considera as possíveis combinações que podem ser obtidas a partir dos diferentes fatores considerados. Por exemplo: se, em uma reação química, forem examinados os efeitos dos fatores temperatura e concentração do catalisador, o número de experimentos poderá ser 4, realizando-se uma análise linear em dois níveis: mínimo (-1) e máximo (+1). No entanto, quando se acrescenta uma outra variável, como o tipo de catalisador, as possíveis combinações entre os níveis mínimo e máximo podem aumentar até 8, de tal sorte que, a cada variável acrescentada, o número de experimentos dobra (2 2 =4, 2 3 =8, 2 4 =16, 2 5 =32, 2 6 =64,...,2 k ) (Barros Neto, 2003). A análise de sensibilidade de parâmetros sobre uma resposta a ser considerada pode ser feita através de diagramas de Pareto, enquanto que a análise das interações entre os parâmetros é realizada através de curvas de nível. A otimização do experimento é obtida através de superfícies de resposta onde se obtêm os valores máximos e mínimos para uma determinada função objetivo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 52

77 Capítulo II: Aspectos teóricos Marcos Allyson Felipe Rodrigues 53

78 CAPÍTULO III: Estado da Arte

79 Capítulo III: Estado da arte 3. Estado da arte O estudo dos fluidos alternativos ao vapor seja injetado após, alternado ou coinjetado, ganhou notoriedade a partir da década de 80. A ideia era aumentar a eficiência de varrido e, consequentemente, uma maior recuperação de óleo em detrimento de menores custos operacionais. Outro importante objetivo foi a busca pela antecipação da produção, o que resulta no retorno financeiro mais rápido. Meldau, R.F., Shipley, R.G., Coats, K. H., 1981 Realizaram estudos de simulação numérica de injeção cíclica de vapor com ar em um reservatório de óleo pesado com características similares ao encontrado em Paris Valley, Califórnia. Obtiveram como resultado que a injeção vapor/ar produziu quase duas vezes a quantidade de óleo em comparação com o vapor sozinho, e observaram que a resposta do reservatório para a injeção combinada de vapor/ar depende fortemente das características do reservatório analisado, sendo necessários estudos e testes de campo para uma futura aplicação. Concluíram também que esse modo de injeção pode apresentar bons resultados quando injetados em reservatórios de óleos pesado, principalmente se este estiver à baixa pressão. Hutchinson, H.L., Shirazi, M., 1983 Estudaram experimentalmente o desempenho da coinjeção de vapor com gases não condensáveis como nitrogênio, gás carbônico e ar, replicando um modelo de reservatório tar sands de Utah nos Estados Unidos, reservatório este de baixa profundidade (122 m) e pressão (400 psi). Observaram que em todos os casos ocorreu uma antecipação da produção, mas não houve uma melhora no fator de recuperação em relação à injeção de vapor sozinho, com exceção do vapor com ar que obteve um melhor resultado. De acordo com os experimentos feitos, pôde ser visto que uma coinjeção de vapor e ar onde mais de 60% do volume injetado é ar, o processo torna-se ineficiente. Visto o melhor desempenho do ar como fluido a ser coinjetado, foram realizados experimentos de injeção alternada de ar com o vapor e conclui-se que, considerando o mesmo volume poroso injetado, os resultados foram muito próximos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 55

80 Capítulo III: Estado da arte Ault, J.W., Johnson, W. M., Kamilos, G.N., 1985 Mostraram a conversão da injeção de vapor de qualidade alta (70%) para injeção com baixa qualidade ou injeção de água (10%), em três projetos (Monte Cristo II, Section 3 e American Naphtha) no campo do Kern River, Estados Unidos. Utilizaram como critério de parada para a injeção de vapor a ROV, RAO, maturidade térmica do vapor (distribuição de temperatura no reservatório) e a produção acumulada líquida. Obtiveram como resultado uma não diminuição da produção nos três casos com a redução da qualidade do vapor. Com isso, a produção acumulada líquida aumentou como resultado da menor queima de combustível pelos geradores. Concluíram também que, com a conversão, houve uma melhora na eficiência de varrido na base do reservatório, pois a água quente atingiu essa área não alcançada previamente pelo vapor, aquecendo-a. Sufi, A.H., 1990 Analisou, através de simulação numérica, a adição de CO 2 ao vapor, para modelos de reservatório de óleo leve e pesado. Foram considerados diferentes modelos de reservatório para esses dois casos onde, para o de óleo leve, foi utilizado um modelo de baixa permeabilidade e baixa compressibilidade da formação, já para o caso de óleo pesado, alta permeabilidade e alta compressibilidade da formação. Concluiu que a injeção de gás não condensado com vapor em reservatórios de óleo leve acelera a produção durante o período inicial de produção. O fator de recuperação obtido para o caso estudado aumentou em torno de 6 pontos percentuais em relação ao vapor sozinho, ao final de 5 anos. Isso ocorreu como resultado da dissolução do gás não condensado na fase óleo, onde reduziu a viscosidade deste fluido, aumentando o volume de óleo. Também contribuiu na destilação dos componentes leves do óleo. Para o caso do reservatório de óleo pesado houve uma antecipação da produção, mas ao final de 5 anos o fator de recuperação é praticamente o mesmo que o obtido com a injeção de vapor sozinha. Essa antecipação de produção ocorreu devido ao varrido adicional do reservatório provida pelo gás, em função do maior volume da câmara de vapor. Dornan, R.G., 1990 Estudou a injeção de água quente após a injeção de vapor e observou que, após a troca de fluidos de injeção, houve uma redução em torno de 40% na vazão de produção de óleo e um grande aumento na produção de água. De acordo com o autor, o insucesso do método ocorreu devido à alta razão de mobilidade (3,8), razão esta que depende das características da rocha e do fluido do reservatório, que fez com que a água quente encontrasse uma grande resistência ao fluxo, em contato com o óleo frio, migrando para o topo do reservatório onde o Marcos Allyson Felipe Rodrigues 56

81 Capítulo III: Estado da arte óleo aquecido oferece menor resistência. Por este motivo, a injeção de água foi ineficiente na transferência de calor para a porção inferior do reservatório, local onde o vapor não atingiu devido à segregação gravitacional. Bautista, L.S., Friedmann, F., 1994 Fizeram um estudo comparativo, através de simulação numérica, entre fluidos que alternassem o vapor com outros fluidos como WASP (wateralternating-steam process), espuma e redução da própria vazão de vapor com o objetivo de aumentar a produção de óleo, reduzindo custos operacionais. A simulação foi realizada num modelo de reservatório anticlinal, com características semelhantes aos encontrados no campo de Cymric, Estados Unidos. Chegaram à conclusão que o processo WASP foi o que apresentou melhor resultado em relação aos demais fluidos, pois controlou o breakthrought do vapor (aumentando o varrido do reservatório), manteve a pressão do reservatório mais elevada em relação aos demais casos, apresentou uma eficiência térmica 30% maior em relação à injeção de vapor sozinha além de redução dos custos operacionais. Realizando uma otimização do WASP em relação ao tamanho do ciclo (150 para 250 dias) e vazão de água (250 para 400 bbl/dia), observaram que o processo apresentou uma pequena sensibilidade em função ao tamanho do ciclo pois houve um aumento de 3% em relação ao fator de recuperação líquido, já para a vazão não houve diferença considerável de resultado. DeFrancisco, S.T., Sanford, S.J., Hong, K.C., 1995 Fizeram estudos do processo WASP (Water-Alternating-Steam-Process) seguido de injeção de água quente através de simulação numérica num modelo homogêneo com características de reservatório médias do campo de West Coalinga, Estados Unidos, para evitar o breakthrough prematuro do vapor. Inicialmente fizeram um comparativo entre o WASP, NASP (No injection-alternating-steam Process) e injeção contínua de vapor e observaram que, apesar da injeção contínua de vapor apresentar uma produção acumulada líquida maior, o processo WASP antecipa a produção. Concluíram que o WASP melhora a produção líquida acumulada até o tempo que o breakthrough não tenha ocorrido e observaram que, a conversão para injeção de água após a WASP, aumentou a rentabilidade do projeto devido este processo exigir um investimento menor em relação à injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 57

82 Capítulo III: Estado da arte Freitag, N.P., Kristoff, B.J., 1998 Realizaram um estudo experimental adicionando CO2 e CH4 na tentativa de reduzir a quantidade de vapor injetado, reduzindo os custos de um projeto de recuperação de óleo pesado. O objetivo era observar o desempenho desses gases como aditivo a temperatura de 25, 80 e 150 C, mantendo a pressão constante. Observaram que a capacidade do CO2 de reduzir a viscosidade do óleo diminui rapidamente com a temperatura, o que não acontece com o metano. Em torno de 150 C constataram que ambos os gases tem um modesto mas consideráveis benefícios sobre as propriedades do óleo (viscosidade e densidade), sendo importante para a sua produção. Em projeto de vapor, as características de reservatório e os custos dos gases envolvidos determinarão qual deles é o mais indicado para ser utilizado como aditivo para o vapor. Ramlal, V., Singh, K.S., 2001 Diante da crise do petróleo do final da década de 90 (onde o preço do barril chegou a US$ 10,00), a empresa Petrotrin se viu diante de um enorme desafio em seus projetos de injeção de vapor, onde estes apresentavam um alto custo por barril. Visto isso, realizaram a troca da injeção de vapor por WASP em 4 projetos térmicos de reservatórios de óleos pesados em Trinidad. Concluíram que essa troca obteve sucesso e os projetos que estavam antieconômicos, tornaram-se rentáveis devido à redução do custo operacional em 33%, estabilizando a pressão do reservatório e aumentando a produção de óleo. Esse aumento foi devido à água varrer a base do reservatório, área onde o vapor foi ineficiente devido à segregação gravitacional do vapor. Sola, S., Rachid, F., 2004 Realizaram um estudo experimental coinjetando vapor e metano em um modelo de reservatório de óleo pesado composto por uma formação de areia argilosa com características semelhantes aos encontrados no Irã. O experimento envolveu injetar metano/vapor em várias proporções (1 a 10 cm³ de metano/cm³ de vapor), e encontrou uma razão ótima de 8 cm³/cm³, que aumentou em 12 pontos percentuais a recuperação de óleo em relação ao vapor sozinho. Outra vantagem para esse tipo de coinjeção é a antecipação da produção, sendo que no sistema vapor-metano, o pico de vazão de óleo é maior e ocorre para um menor volume poroso injetado. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 58

83 Capítulo III: Estado da arte Bagci, A.S., Gumrah, F., Realizaram um estudo experimental onde realizaram testes de coinjeção de vapor com gás (gás carbônico e metano) em um tubo cilíndrico (1D) e uma caixa retangular (3D), em um modelo de reservatório de óleo pesado (12,4 API), com características semelhantes ao campo de West Cozluca, Turquia. O experimento terminava quando se chegava a 1,5 volumes porosos injetados. Para o modelo 1D, obtiveram como resultado, em termos de fração de óleo recuperada, 66,5% para o vapor-co2, 60,4% para vapor-ch4 e 50,9% para a injeção contínua. Para obter estes resultados, a razão gás/vapor otimizado foi de 9,4 cc/cc em ambos os casos. Para o modelo tridimensional, a injeção de vapor com metano obteve um melhor resultado em termos de fração de óleo recuperada (49,9%) em relação ao vapor sozinho (21,7%) e ao vapor com gás carbônico (36,2%) sendo que, para maximizar a recuperação de óleo, os modelos otimizados obtiveram razões de injeção diferentes, sendo uma proporção 10,1 cc/cc de metano e 8,7 cc/cc para o gás carbônico. Laboissière, P., Estudou experimentalmente o comportamento da injeção de vapor e nitrogênio e comparou com a injeção contínua de vapor em escala de laboratório, investigando os efeitos da adição do nitrogênio para a recuperação de óleos pesados. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da Bacia do Espírito Santo. As principais conclusões obtidas foram: a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico de produção de petróleo em comparação com a injeção contínua de vapor; A redução da razão vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração substancial de vapor; Os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores de recuperação superiores a 45% nos casos de injeção de vapor e nitrogênio, porém os resultados são inferiores aos obtidos com a injeção contínua de vapor. Os recentes estudos de injeção de um fluido alternativo ao vapor seja ele após, coinjetado ou de forma alternada são muito animadores já que visam diminuir os custos relativos ao vapor e, se possível, aumentar a recuperação de óleo em relação ao vapor sozinho. Outro aspecto importante é que a inclusão de fluidos alternativos no projeto pode reduzir a quantidade de água produzida, que tem por consequência um menor volume de água a ser tratada e descartada. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 59

84 CAPÍTULO IV: Materiais e métodos

85 Capítulo IV: Materiais e métodos 4. Materiais e métodos Neste capítulo são apresentados os programas utilizados para as simulações, os principais dados de entrada requeridos para os módulos do programa utilizado, o modelo de reservatório estudado, os parâmetros analisados e a metodologia de trabalho. As principais características do reservatório são similares às encontradas em reservatórios da Bacia Potiguar Ferramentas computacionais Nesta seção é apresentado o programa Winprop, que realizou a modelagem dos fluidos injetados e do reservatório, além do STARS utilizado para a simulação do processo térmico da injeção de vapor. Estes programas fazem parte de um conjunto de módulos utilizados para a modelagem e simulação de reservatórios de petróleo, desenvolvida pela empresa Computer Modelling Group (CMG) Módulo Winprop O Winprop, programa da CMG versão , é uma ferramenta utilizada para a modelagem do comportamento das fases e propriedades dos fluidos. Este programa modela as características e variações da composição dos fluidos do reservatório para o uso acoplado com simuladores de reservatório da CMG. Os fluidos modelados no Winprop podem ser utilizados em condições de reservatório ou de superfície. O programa pode ser utilizado para: Modelagem de fluidos; Agrupamento de componentes Lumping; Ajuste dos dados de laboratório através de regressão; Geração de dados PVT para uso nos simuladores CMG; Construção de diagrama de fases. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 61

86 Capítulo IV: Materiais e métodos Com o WinProp, pode-se avaliar o comportamento das fases no reservatório e gerar propriedades dos componentes de cada fase para o simulador STARS, programa utilizado neste trabalho Módulo STARS Neste trabalho foi utilizado o programa da CMG (Computer Modelling Group), o módulo STARS (Steam, Thermal, and Advanced Proccess Reservoir Simulator). Este programa consiste de um simulador trifásico de múltiplos componentes que foi desenvolvido com a finalidade de simular recuperações térmicas de óleo no reservatório, tais como: injeção contínua de vapor, injeção cíclica de vapor, injeção de vapor com aditivos, combustão in situ, além de outros processos que contam com aditivos químicos, utilizando uma ampla variedade de modelos de malha, tanto em escala de laboratório quanto de campo. Os sistemas de malha podem ser cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura variáveis, podendo-se utilizar configurações bidimensionais e tridimensionais para qualquer sistema de malha. Os parâmetros que são necessários na entrada do simulador STARS (CMG, 2009) são: a configuração da malha do reservatório modelo, as propriedades da rocha reservatório e do fluido, além de dados referentes aos poços Modelo físico O modelo físico engloba as características do reservatório (rocha/fluidos). Para o estudo da injeção contínua de vapor com fluidos alternativos, o modelo estudado consiste de um reservatório homogêneo, tridimensional com malha cartesiana possuindo dimensões que podem ser encontrados em reservatórios reais. O sistema de injeção consiste de um quarto de five-spot invertido, que é constituído de um poço produtor, na esquina da malha e um poço injetor no canto oposto, como mostra a Figura 4.1. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 62

87 Capítulo IV: Materiais e métodos Figura 4.1. Malha ¼ de five spot invertido. Na Figura 4.1 os círculos de cor vermelha e azul ilustram poços produtores e injetores, respectivamente. A Figura 4.1 destaca uma malha ¼ de five-spot invertido com dimensões areal 100 m x 100 m, resultando em uma área de m². Adotou-se que o topo do reservatório apresenta a superfície areal plana, possuindo a forma paralelepipedal com as seguintes dimensões: Comprimento 100 m; Largura 100 m; Espessura 28 m. O refinamento foi estabelecido da seguinte maneira, como mostrado na Figura 4.2: Direção i - 25 blocos de 4 m; Marcos Allyson Felipe Rodrigues 63

88 Capítulo IV: Materiais e métodos Direção j - 25 blocos de 4 m; Direção k (sentido descendente) 4 blocos de 0,5 m; 2 blocos de 1,0 m, 1 bloco de 2,0 m, 4 blocos de 2,5 m e 4 blocos de 3,0 m; Total de blocos: blocos 4 blocos*0,5 m; 2 blocos*1,0 m; 1 bloco*2,0 m; 4 blocos*2,5 m; 4 blocos*3,0 m. 25 blocos 4m/bloco 25 blocos 4m/bloco Figura 4.2. Modelo base em 3 dimensões. O sistema de injeção ¼ de five spot invertido foi utilizado com o objetivo de reduzir o tempo de simulação, considerando que a simetria e a homogeneidade do sistema faz com que os resultados de produção nos outros três poços sejam iguais. O refinamento adotado levou em consideração o estudo realizado por Rodrigues (2008), onde se observou que os resultados apresentados pelo modelo ilustrado na Figura 4.2, apresentou boa concordância com modelos de maior refinamento, mantendo um baixo erro relativo em qualquer período de análise. reservatório. Um maior refinamento foi feito no topo, para acompanhar a propagação do gás no Marcos Allyson Felipe Rodrigues 64

89 Capítulo IV: Materiais e métodos Os limites do reservatório estão fechados ao fluxo de fluidos e são feitas, ainda, as seguintes considerações: Existem três fases: óleo, água e gás; Não existem reações químicas; Não há sólidos nos fluidos Modelo de fluido do reservatório O modelo do fluido do reservatório foi criado a partir de uma análise PVT, com características similares aos encontrados na Bacia Potiguar. A Tabela 4.1 mostra a composição do óleo que contém seis pseudocomponentes, além das características da fração pesada C40+ e também a densidade e pressão de saturação do óleo. Tabela 4.1. Composição do óleo Pseudocomponentes Frações molares (%) CO 2 0,45 N 2 0,27 C 1 -C 3 10,35 ic 4 -C 19 17,35 C 20 -C 39 46,16 C ,42 Características do C 40+ : Peso molecular 823,52 u API: 16,38 Densidade relativa 1,0305 Psat: 2650,74 kpa (384,45 38 C Na Tabela 4.2, mostram-se os resultados experimentais da liberação diferencial do óleo, que foram utilizados no Winprop para a criação do modelo de fluido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 65

90 Capítulo IV: Materiais e métodos Tabela 4.2. Dados PVT para liberação diferencial a ser modelado Dados PVT da liberação diferencial na temperatura 38 C Pressão (Pa) - (psi) Bo (m³/m³std) Rs (m³std/m³std) ρ o (Kg/m³) 6,966x10 6 (1010,28) 1,0241 6,43 936,4 5,985x10 6 (868,05) 1,0254 6,43 935,2 5,004x10 6 (725,82) 1,0268 6,43 934,0 4,024x10 6 (583,58) 1,0282 6,43 932,7 2,651x10 6 (384,45) 1,0299 6,43 930,7 1,572x10 6 (228,00) 1,0251 4,04 934,7 0,101x10 6 (14,65) 1, ,1 Esses dados utilizados no programa têm o objetivo de criar um modelo de fluido o mais fiel e representativo possível, que possa ser usado para simular o processo de injeção de vapor adicionado a fluidos alternativos. Para atender os objetivos citados, o modelo do fluido precisa que os dados calculados pelo WinProp, das características do fluido, sejam ajustados aos dados das tabelas apresentadas que foram obtidos experimentalmente em laboratório. O ajuste é feito através da regressão dos parâmetros dos coeficientes de interação e do pseudocomponente mais pesado do fluido. Fizeram-se as seguintes modelagens no WinProp: Ajuste da pressão de saturação do óleo; Ajuste da densidade do óleo; Ajuste dos dados da liberação diferencial da Tabela 4.2; Ajuste da viscosidade do óleo e gás; Diagrama Pressão versus Temperatura. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 66

91 Capítulo IV: Materiais e métodos Ajuste dos dados da liberação diferencial A Figura 4.3 mostra o gráfico da razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) e o fator volume-formação do óleo (Bo) em função da pressão. Observa-se que para a curva de razão de solubilidade calculada pelo programa teve um bom ajuste em relação aos dados experimentais. Já em relação ao fator volume-formação do óleo nota-se um desvio significativo em relação à curva experimental, não apresentando um ajuste tão fiel quanto a Rs. Este desvio poderia ser corrigido variando outros parâmetros, porém ocasionaria a modificação de outras propriedades do fluido como o próprio Rs. Então, procurou-se um equilíbrio no ajuste para todas as propriedades. Razão de solubilidade (scf/stb) 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 1,030 1,028 1,026 1,024 1,022 1,020 1,018 1,016 1, Pressão (psia) Fator volume-formação do óleo (rb/stb) Rs Rs experimental Bo Bo experimental Figura 4.3. Gráfico da regressão da razão de solubilidade gás-óleo (Rs) e fator volume de óleo (Bo) versus pressão Ajuste da viscosidade do óleo Na Tabela 4.3 apresentam-se os dados experimentais para a análise de viscosidade do óleo, comparando-o com a viscosidade modelada no Winprop para a temperatura de 38 C. Também é mostrado o erro relativo entre os resultados experimental e teórico. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 67

92 Capítulo IV: Materiais e métodos Tabela 4.3. Viscosidade do óleo para a temperatura de 38 C Pressão (Pa) Viscosidade experimental (cp) Viscosidade teórica (cp) Erro relativo (%) 6,966x ,2 918,9-12,2 5,985x ,4 898,7-13,1 5,004x ,6 875,4-13,8 4,024x ,6 847,9-14,3 2,651x ,2 797,7-13,0 1,572x ,3 855,6-4,8 0,101x ,1 1120,0 0,1 A Figura 4.4 mostra a curva da viscosidade do óleo em função da pressão calculada, comparando-a com os dados experimentais. Para esta propriedade percebe-se o bom ajuste obtido Viscosidade do óleo (cp) Pressão (psia) Viscisidade do óleo Viscosidade Experimental Figura 4.4. Gráfico da viscosidade do óleo versus pressão. Como visto no capítulo 2, o real motivo para se obter elevados fatores de recuperação no processo de injeção de vapor deve-se ao fator da alta sensibilidade da viscosidade do óleo com a temperatura. A Figura 4.5 mostra o gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura para o Marcos Allyson Felipe Rodrigues 68

93 Capítulo IV: Materiais e métodos modelo de óleo pesado estudado. Observa-se que, para a temperatura de reservatório 100 F (38 C), a viscosidade do óleo é de 1120 cp. T res Figura 4.5. Viscosidade do óleo versus temperatura Diagrama Pressão-Temperatura De acordo com o número de pseudocomponentes adotados e seus agrupamentos, observam-se diferentes comportamentos do diagrama Pressão versus Temperatura. No estudo realizado para a adoção do número de pseudocomponentes e seus agrupamentos, notou- se que quando o pseudocomponente C 40+ encontrava-se agrupado com cadeias carbônicas menores, o diagrama PT apresentava um comportamento bem distinto do multicomponentes, por isso não foi considerada essa possibilidade para ser usado no modelo base. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 69

94 Capítulo IV: Materiais e métodos Considerando o C 40+ um pseudocomponente isolado, a Figura 4.6 mostra um comparativo entre diagramas PT para o modelo de 9 pseudocomponentes, utilizado no modelo base, e o modelo multicomponentes. Um detalhe importante é que foram criados três componentes isolados para serem injetados: CO 2 -inj, N 2 -inj e CH 4 -inj, não fazendo parte da composição original do óleo do reservatório Pressão (psia) Temperatura ( F) multicomponentes 9 pseudocomponentes Figura 4.6. Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo. Dessa forma, os pseudocomponentes e as frações molares do óleo do reservatório considerado no modelo base, foram apresentados na Tabela Propriedades da rocha-reservatório As Figuras 4.7 e 4.8 mostram as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar do sistema água-óleo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 70

95 Capítulo IV: Materiais e métodos Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa à água e ao óleo versus saturação de água. Figura 4.8. Curva de pressão capilar água óleo versus saturação de água. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 71

96 Capítulo IV: Materiais e métodos As Figuras 4.9 e 4.10 mostram as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar para o sistema gás-óleo. Figura 4.9. Curvas de permeabilidade relativa ao liquido e ao gás versus saturação de líquido. Figura Curva de pressão capilar gás-óleo versus saturação de líquido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 72

97 Capítulo IV: Materiais e métodos Outras características da rocha-reservatório são mostradas na Tabela 4.4. Tabela 4.4. Propriedades da rocha-reservatório. Temperatura inicial ( C) 37,8 Pressão de referência@200m (Pa) 1,98x10 6 (287,2 psi) Saturação de água conata, S wc (%) 28 Volume original de óleo (m³ std) Volume original de água (m³ std) Volume original de gás (m³ std) Espessura da zona de óleo (m) 20 Contato gás-óleo - DGOC (m) 202 Contato água-óleo - DWOC (m) 222 Profundidade do reservatório (m) 200 Permeabilidade horizontal, K h (md) 1000 Permeabilidade vertical, K v (md) 100 Porosidade (%) 28 Condutividade térmica da rocha-reservatório (J / m-s-k) 1,7 Compressibilidade efetiva da rocha (kpa -1 ) 4,4x10-7 Capacidade calorífica volumétrica da rocha (J / m 3 -K) Condutividade térmica do óleo (J / m-s-k) 0,04 Condutividade térmica da água (J / m-s-k) 0,2 Condutividade térmica do gás (J / m-s-k) 0, Descrição das condições operacionais A Figura 4.11 apresenta a zona canhoneada do poço injetor e produtor, representada no mapa de saturação de óleo inicial para o caso base estudado. É importante destacar que, para o caso base, o intervalo canhoneado no poço produtor é igual ao injetor. A distância entre poços é de 140 m e o diâmetro dos poços é de 12 cm (0,381 ft). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 73

98 Capítulo IV: Materiais e métodos O poço injetor e produtor do modelo base estão canhoneados em um intervalo entre m a partir da superfície. Foi canhoneado um metro após a capa de gás e 3 m acima da zona de água. A escolha do intervalo canhoneado buscou o maior aproveitamento da energia térmica para o aquecimento do óleo, minimizando perdas de calor para a camada sobrejacente e também para a zona de água. A pressão mínima de fundo do poço produtor foi fixada em 196,5 kpa (28,5 psia) (Rodrigues, 2008). Figura Canhoneio dos poços no perfil de saturação inicial de óleo. A Tabela 4.5 apresenta outros parâmetros das condições operacionais utilizados no modelo base que foram considerados fixos em todos os casos com exceção da vazão de vapor. Tabela 4.5. Condição de operação na injeção de vapor Característica Valor Temperatura do vapor ( C) 288 Título do vapor (qualidade) 0,50 Pressão máxima no poço injetor (kpa) Vazão de vapor injetada (t/d) A definir Distância entre poços injetor-produtor (m) 140 Tempo de projeto (anos) 16 Nas análises realizadas foi mantida a vazão de injeção de vapor fixa, variando a pressão do poço injetor sendo seu valor 7198 kpa. Em caso de atingir esse valor de pressão máxima, a vazão de injeção se reduz para manter a condição de contorno da pressão do poço injetor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 74

99 Capítulo IV: Materiais e métodos 4.6. Análise de Viabilidade Técnica-Econômica De acordo com os melhores resultados obtidos para cada fluido alternativo e sua forma de injeção (coinjetado, alternado e após), foi realizada uma análise técnico-econômica comparativa buscando a obtenção do modelo que apresenta a condição operacional ótima aplicada ao modelo de reservatório estudado. Para elaboração dos fluxos de caixa das alternativas de explotação, os custos considerados no projeto foram: Custo médio de perfuração de poço onshore; Custo de aquisição do gerador de vapor; Custo de operação e manutenção do vapor; Custo de injeção dos fluidos alternativos; Custo de separação, transporte e tratamento do óleo; Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua); Participação governamental; Custo de elevação dos fluidos; A Tabela 4.6 apresenta um quadro resumo dos valores considerados para a análise técnico-econômica. Tabela 4.6. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica Dados Valor Preço de gerador (US$) ,00 Custo de Perfuração e completação de um poço vertical onshore (US$/poço) ,00 Participação governamental (% da receita bruta) 20 Custo de elevação de fluidos (US$/bbl óleo ) 5,00 Custo de separação, tratamento e descarte da água produzida (US$/m³) 3,00 Custo de transporte, separação e tratamento do óleo (US$/bbl óleo ) 1,00 Custo do vapor (US$/bbl óleo ) Q v base 5,00 Marcos Allyson Felipe Rodrigues 75

100 Capítulo IV: Materiais e métodos Custo dos fluidos alternativos gases e água (US$/bbl óleo ) Q f-al base 2,00 Capacidade do gerador de vapor (t/dia) 500 Eficiência do gerador (%) 90 Vazão de vapor injetada (t/dia) 450 Preço do petróleo (US$/bbl) 50 Tempo de projeto (anos) 16 TMA (% a.a.) 15 Alguns dados utilizados para a análise técnica-econômica como o custo de elevação de fluidos e o de separação, transporte e tratamento do óleo foram obtidos através de Hong (1994), onde foi feita uma correção monetária para os valores publicados. O custo do vapor foi estimado a partir de artigo Farouq Ali (2005). O custo de perfuração e completação de um poço onshore adotado foi de US$ ,00, estimado para poços rasos de acordo com Rodrigues (2008). Outros custos como o da injeção dos fluidos alternativos, participação governamental e o de separação, tratamento e descarte da água produzida foram estimados. A taxa mínima de atratividade utilizada para o cálculo do VPL foi de 15 % a.a., valor dentro de uma faixa utiliza pelas empresas petrolíferas que gira em torno de 10 a 20 % a.a. Para a análise do Valor Presente Líquido (VPL), foi considerado o preço de mercado do petróleo US$50,00/bblstd, visto que é um parâmetro de mercado que varia diariamente. Este valor foi considerado em função do tipo de óleo contido no reservatório, onde é composto em sua maioria por frações pesadas. A análise econômica realizada foi simplificada, pois considera alguns dados fixos durante todo tempo de projeto como o preço do óleo e alguns custos, principalmente dos fluidos injetados. Outro importante detalhe é que o custo dos fluidos injetados está relacionado com o Marcos Allyson Felipe Rodrigues 76

101 Capítulo IV: Materiais e métodos óleo produzido para facilitar o manuseio das planilhas de cálculo do VPL, visto a grande quantidade de casos estudados Metodologia de trabalho A metodologia de trabalho é apresentada no diagrama de fluxo da Figura Figura Fluxograma da metodologia de trabalho. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 77

102 Capítulo IV: Materiais e métodos As Tabelas 4.7, 4.8 e 4.9 apresentam exemplos das formas de injeção utilizadas para análise do desempenho dos fluidos alternativos (CO 2, CH 4, N 2 e água) junto ao vapor para os modelos base: após, coinjetado e alternado. Tabela Injeção do fluido alternativo após o vapor Após 1 ano 3 anos 5 anos 8 anos 10 anos 15 anos Tempo de projeto (anos) vapor fluido alternativo Tabela Coinjeção de vapor e fluido alternativo coinjetado 1 ano 3 anos 5 anos 8 anos 10 anos 16 anos Tempo de projeto (anos) vapor fluido alternativo Marcos Allyson Felipe Rodrigues 78

103 Capítulo IV: Materiais e métodos Tabela Injeção alternada de vapor e fluido alternativo Alternado anual 2 anos 3 anos 5 anos 7 anos 8 anos Tempo de projeto (anos) vapor fluido alternativo Quando após, a injeção de vapor era cessada seguido da injeção do fluido alternativo como mostra o esquema da Tabela 4.7. Foi analisada a parada do vapor em cada ano de projeto, considerando os fluidos alternativos estudados: metano, nitrogênio, gás carbônico e água, e o caso onde não se injeta nenhum fluido. Quando coinjetado, o fluido alternativo era injetado simultaneamente com o vapor como mostra a Tabela 4.8. Foi analisada a parada da injeção dos fluidos a cada ano de projeto seguido da injeção de nenhum fluido. Para estes casos foram considerados apenas os gases. Nos casos onde os fluidos foram alternados, injetava-se por tempos determinados vapor e fluido alternativo de forma intercalada como mostra a Tabela 4.9. Foi considerado desde alternância semestral até o caso em que ocorreu em 8 anos acrescidos anualmente. Todos os fluidos alternativos mais o caso onde não se injetou nenhum fluido foram estudados. Considerando os casos em que o tempo de alternância não é divisível pelo tempo de projeto (16 anos) como 3, 5, 6 e 7 anos, o critério utilizado foi o de se injetar o mesmo volume, por exemplo, considerando o caso alternado 5 anos representa: 5 anos vapor, 5 de fluido alternativo, 3 de vapor, 3 de fluido alternativo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 79

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105 CAPÍTULO V: Resultados e discussões

106 Conclusões e recomendações 5. Resultados e discussões Neste capítulo são apresentados os principais resultados obtidos na pesquisa. Inicialmente foram realizadas as análises da injeção de vapor com cada fluido alternativo mostrando o ganho obtido em relação à injeção contínua de vapor. Após obter o modelo de melhor resultado para cada fluido alternativo, foi mostrada uma análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais além de uma otimização, obtendo o modelo de maior rentabilidade. A partir do modelo otimizado, variou-se parâmetros de reservatório tais como viscosidade e permeabilidade obtendo a sensibilidade do VPL Análise da vazão de injeção de vapor Para a escolha da vazão de vapor a ser injetado no modelo de reservatório base estudado e, mantendo os parâmetros operacionais da Tabela 4.5 fixos, foi realizado um estudo considerando o Fator de recuperação e a produção acumulada líquida de óleo como critérios. A Figura 5.1 apresenta o gráfico do comportamento de fator de recuperação em função do tempo, onde cada curva representa uma vazão de vapor injetada continuamente no reservatório. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 82

107 Conclusões e recomendações Figura Gráfico Fator de Recuperação versus tempo. A Figura 5.1 exibe as respostas em termos de fator de recuperação para as vazões de vapor injetadas. Para vazões de vapor menores que 15 t/dia, têm-se respostas abaixo de 55%. Para vazões entre 25 e 40 t/dia, não há uma grande diferença no Fator de recuperação final (16 anos) indicando que já não há ganho considerável na produção de óleo. A principal diferença entre as curvas de 25 e 30 t/dia é que para esta última, tem-se uma antecipação da chegada do banco de óleo ao poço produtor em 1 ano, o que economicamente representa uma antecipação de receitas. Por outro lado, injetar uma maior vazão implica em maiores custos relativos ao vapor, devido à injeção de mais volume no reservatório, e também na parte de tratamento de fluidos onde um maior volume de água será produzido. Diante desses pontos, a análise complementar para a escolha da vazão de injeção de vapor foi a produção líquida acumulada de óleo, que leva em consideração os custos relativos ao vapor. Neste caso, a razão óleo-vapor limite (ROV lim ) adotada foi 0,10 indicando que foi descontado da produção de óleo total 10% do volume injetado de vapor, de forma que quanto maior a vazão, maior é o volume descontado. A Figura 5.2 mostra o comportamento da produção acumulada líquida no tempo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 83

108 Conclusões e recomendações Figura Produção acumulada líquida versus tempo. Como pode ser observado na Figura 5.2, a vazão de 25 t/dia fornece uma maior produção acumulada líquida de óleo máxima maior em relação às outras vazões, indicando um maior benefício. Analisando as curvas de produção acumulada líquida, observa-se 4 períodos distintos de produção: No início da injeção, a frente de vapor desloca o óleo aquecido ao poço produtor e, quanto maior a vazão, mais rápido a chegada ao poço produtor. Neste período a produção de óleo é baixa (produção do óleo frio), acarretando no resultado líquido negativo. No 2 período o banco de óleo aquecido chega ao poço produtor, fazendo com que a vazão de óleo aumente e, com isso, as curvas começam a ascender (nesta fase atinge-se a máxima vazão de óleo). O terceiro período consiste na estabilização da curva e alcance da produção acumulada líquida máxima, ocasionada pelo declínio da vazão de óleo e, ao atingir uma ROV de 10%, tem-se o pico da curva. O quarto período consiste no declínio da curva produção acumulada líquida, resultante das baixas vazões de óleo (ROV< 10%). Diante do exposto, observa-se que no 4 período pode-se tomar medidas para se manter ou aumentar o resultado de produção acumulada líquida visto que a continuação da injeção de vapor causa resultado negativo. Algumas intervenções operacionais podem ser realizadas como, Marcos Allyson Felipe Rodrigues 84

109 Conclusões e recomendações por exemplo, reduzir ou até mesmo cessar a vazão de vapor ou a injeção de fluidos alternativos. Todas estas considerações foram objetivo do estudo onde se pode melhorar a rentabilidade do projeto reduzindo o custo com o vapor ou injetando um fluido mais barato que mantenha o mesmo nível de produção de óleo. Como a vazão de 25 t/dia apresentou melhor resultado em relação às outras curvas, em termos de produção acumulada líquida, foi escolhida para ser a vazão de injeção de vapor do modelo de reservatório base Injeção Contínua de vapor A Figura 5.3 mostra as curvas do Fator de recuperação e da Razão Óleo-Vapor (ROV) em função do tempo para a injeção contínua de vapor. Figura Curvas Fator de recuperação e ROV versus tempo Injeção contínua de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 85

110 Conclusões e recomendações Analisando o gráfico da Figura 5.3, nota-se que a injeção contínua de vapor para a vazão de vapor adotada de 25 t/dia retorna um fator de recuperação final de 75%. Observando a curva da Razão óleo-vapor, observa-se que a chegada do banco de óleo ocorre entre o 6 e o 7 ano, período em que começa a haver aumento de produção. O auge da vazão de óleo ocorre em torno do 8 ano de projeto, onde a partir deste período ocorre o declínio da produção. A ROV de 10%, na fase de declínio, é alcançada no 14 ano de projeto Equivalência dos fluidos alternativos Para a escolha da vazão de injeção dos gases considerados, tomou-se como base a equivalência em termos de custo, de acordo com a Equação 2.18 da produção acumulada líquida de óleo. Como a vazão de vapor adotada foi de 25 t/dia, a dos gases será de 2500 m³std/d, visto que a ROV lim considerada foi 0,10 e a ROf-al lim foi 0,001 para os gases. Para a vazão de injeção de água, devido a maior incerteza dos custos relacionados adotouse a equivalência em massa resultando em 25 m³std/d Comparativo entre a injeção contínua dos fluidos alternativos e a recuperação primária A Figura 5.4 ilustra as curvas de injeção contínua dos fluidos alternativos em relação à recuperação primária em termos de Fator de recuperação. Como pode ser observada, a recuperação de óleo devido a injeções destes fluidos apresentam melhores resultados em relação à recuperação primária, sendo que este apresentou um fator de recuperação em torno de 8,5%. Quando se injetou CH 4 e N 2, os resultados foram semelhantes, apresentado um resultado em torno de 9%. Quando se injetou água, o resultado aumentou em relação à recuperação primária e o ganho foi de 3,5 pontos percentuais. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 86

111 Conclusões e recomendações Figura Gráfico Fator de recuperação versus tempo comparativo entre os fluidos alternativos e a recuperação primária. O fluido alternativo que apresentou melhor resultado, individualmente, foi o CO 2 que atingiu um fator de recuperação de 16,5%. Isso se deve à solubilidade desse gás pelo óleo, dissolvendo-se bem no mesmo, causando sua vaporização e inchamento. Além disto, esse fato tem mais uma consequência importante que é a redução da viscosidade do óleo, melhorando o fluxo do mesmo no interior do reservatório. A Figura 5.5 ilustra um comparativo, em termos de perfis de viscosidade do óleo (cp), entre a injeção de metano e a injeção de gás carbônico durante o 4, 8 e 16 ano de projeto. Como pode ser notada, a Figura 5.4 mostra uma clara diferença entre a viscosidade do óleo quando CO 2 é injetado e quando CH 4 é injetado. Enquanto na injeção de metano tem-se uma viscosidade do óleo em torno de 900 cp, na injeção de gás carbônico tem áreas com viscosidade distinta, mas, em algumas áreas têm-se valores menores que 500 cp, como indicado nos mapas. Um detalhe importante é que os gases foram injetados a temperatura ambiente e no caso do Marcos Allyson Felipe Rodrigues 87

112 Conclusões e recomendações metano, o óleo resfriou consequentemente aumentando ainda mais sua viscosidade em relação à condição inicial (t=0). CH 4 t= 4 anos CO 2 t= 4 anos CH4 t= 8 anos CO 2 t= 8 anos CH4 t= 16 anos CO 2 t= 16 anos Figura Mapa de viscosidade do óleo (cp) comparativo entre a injeção de CH 4 e CO 2. Diante desta análise conclui-se que a injeção contínua dos fluidos alternativos aplicados ao modelo de reservatório estudado, não são eficientes individualmente se comparado com o resultado obtido com a injeção de vapor Análise de desempenho dos fluidos alternativos junto ao vapor Nesta seção foi estudada a combinação da injeção de vapor com os fluidos alternativos (metano, nitrogênio, gás carbônico, água) e sem nenhum fluido alternativo, nas suas três formas de injeção: alternada, coinjetada e após. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 88

113 Conclusões e recomendações Injeção de Metano Foram estudadas diferentes formas de injeção para os fluidos alternativos junto ao vapor e os resultados podem ser vistos na Tabela 5.1, que mostra a produção acumulada de óleo, o fator de recuperação, a produção acumulada de água e o VPI no final do projeto de injeção de vapor e metano. Os resultados foram organizados considerando a recuperação de óleo de forma decrescente. Para melhor compreensão da Tabela 5.1, será mostrado a interpretação de 3 casos aleatórios considerando as diferentes formas de injeção: o caso 12 representa a injeção de metano após 10 anos de injeção de vapor; o caso 23 indica que vapor e metano são injetados de forma alternada a cada 4 anos de projeto; já no caso 16, vapor e metano são coinjetados até o nono ano de projeto, sendo que após este tempo nenhum dos fluidos permanece sendo injetado. Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e metano Produção de óleo e água. caso Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std) Fr (%) Wp (m³std) 1 contínua de vapor 16 anos 2, , após 15 anos 2, , após 14 anos 2, , após 13 anos 2, , após 12 anos 1, , coinjetada 14 anos 2, , coinjetada 15 anos 2, , coinjetada 13 anos 2, , após 11 anos 1, , coinjetada 16 anos 2, , coinjetada 12 anos 1, , após 10 anos 1, , coinjetada 11 anos 1, , coinjetada 10 anos 1, , após 9 anos 1, , coinjetada 9 anos 1, , após 8 anos 1, , alternada 8 anos 1, , coinjetada 8 anos 1, , Marcos Allyson Felipe Rodrigues 89

114 Conclusões e recomendações 20 alternada 7 anos 1, , coinjetada 7 anos 1, , após 7 anos 1, , alternada 4 anos 1, , alternada 5 anos 1, , alternada 3 anos 1, , alternada 2 anos 1, , alternada 1 ano 1, , alternada 6 anos 1, , alternada 3 meses 1, , alternada 6 meses 1, , após 6 anos 0, , coinjetada 6 anos 0, , após 5 anos 0, , após 4 anos 0, , coinjetada 5 anos 0, , após 3 anos 0, , coinjetada 4 anos 0, , após 2 anos 0, , coinjetada 3 anos 0, , após 1 ano 0, , coinjetada 2 anos 0, , coinjetada 1 ano 0, , Fazendo uma análise da Tabela 5.1, nota-se que 19 casos apresentam fatores de recuperação acima de 60%, sendo que em todos os casos houve pelo menos oito anos de injeção de vapor. Em termos volumétricos, significa que se deve injetar 1,32 volumes porosos para começar a ter recuperações desta ordem. Em contrapartida, nos casos que apresentaram recuperações desta magnitude, mais de m³std de água foram produzidos. Outro detalhe importante é que a diferença em termos de fator de recuperação entre o modelo que cessou o vapor após 15 anos (caso 2) e o que cessou após 8 anos (caso 17), seguido de injeção de metano, foi de 11,8 pontos percentuais. A questão importante é que para obter esse aumento, injetou-se quase 90% a mais de volume de vapor. A Figura 5.6 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada líquida de óleo para cada forma de injeção. Como podem ser observados, os melhores resultados Marcos Allyson Felipe Rodrigues 90

115 Conclusões e recomendações foram obtidos na injeção de metano após 14 (caso 3) e 15 anos (caso 2) de injeção de vapor. Um importante detalhe nas curvas de injeção de metano após o vapor é que a produção acumulada líquida de óleo tem seu máximo alcançado ( m³std) no 14 ano de projeto, onde apenas vapor foi injetado. À medida que o metano é inserido no reservatório, a produção de óleo cai, fazendo com que o resultado líquido seja negativo o que acarreta o declínio da curva. Quando comparado com a injeção de metano após o 14 e o 15 ano de vapor, pode-se concluir que seria preferível manter a injeção contínua de vapor a substituir pelo metano. Figura Produção acumulada líquida versus tempo injeção de vapor e metano Analisando os melhores resultados onde metano e vapor são coinjetados, observa-se que as curvas apresentam uma forte queda até o 7 ano de projeto, sendo que quando o banco de óleo chega ao poço produtor, o resultado líquido já é muito negativo e mesmo a curva ascendendo, os máximos resultados de produção acumulada líquida de óleo para coinjeção de vapor e metano durante 12 (caso 11) e 13 anos (caso 8) foi de 3687 e 2101 m³std, respectivamente. No caso em que vapor e metano são injetados de forma alternada os melhores resultados foram obtidos quando os fluidos são alternados em 7 (caso 20) e 8 anos (caso 18), sendo que neste último o resultado foi de m³std. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 91

116 Conclusões e recomendações A Figura 5.7 apresenta o comportamento do Fator de recuperação em função do volume poroso injetado de vapor para os 6 casos apresentados na Figura 5.6. É importante ressaltar que quando a curva tem ascensão vertical, significa que o metano está sendo injetado. Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e metano. Analisando-se as curvas da Figura 5.7 observa-se que os melhores resultados em termos de Fator de recuperação versus VPI foram obtidos quando o fluido alternativo foi injetado após 14 e 15 anos de vapor, sendo que nos dois casos o fator de recuperação teve valores próximos a 75%. Para estes casos, a produção acumulada líquida de óleo máxima ocorreu no 14 ano de projeto, o que representa 2,25 Volume Porosos Injetado (VPI) de vapor. O ganho de produção, a partir dos 14 anos de projeto, não compensa a continuidade da injeção segundo a Figura 5.6. Os resultados obtidos mostraram que o metano, quando injetado após o vapor, não mantém os níveis de produção que o vapor gera. Por isso, os melhores resultados foram obtidos quando o vapor foi injetado até o fim do projeto. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 92

117 Conclusões e recomendações Nos casos em que o metano foi coinjetado com o vapor, os níveis de fator de recuperação foram menores aos obtidos com a injeção de vapor sozinha, ou seja, a presença do metano não aumentou o fator de recuperação. Nos casos em que o metano foi alternado com o vapor, são injetados em torno de 1,30 volumes porosos. Considerando estes casos, o melhor resultado obtido foi injetar vapor durante 8 anos seguido de metano também por 8 anos, resultando em um Fator de recuperação de 62,6%. A Figura 5.8 mostra o desempenho da injeção de metano após o vapor em relação ao Fator de recuperação, considerando os 15 casos em que o vapor era cessado e seguido pela injeção do CH 4. Cada barra que compõe o gráfico tem no eixo das abscissas o tempo em que a injeção de vapor foi interrompida. Vale destacar também que cada barra representa a composição do Fator de recuperação, sendo que os pontos percentuais ganhos quando o vapor atuou no reservatório está em azul e os pontos percentuais ganho quando o metano atuou em vermelho. Figura Resultados da injeção de metano após paradas anual do vapor Fator de recuperação. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 93

118 Conclusões e recomendações Na Figura 5.8, nota-se que um aumento significativo de produção ocorre com o cessar do vapor entre o 6 (caso 31) e o 7 ano (caso 22) de projeto onde a recuperação de óleo aumentou de 23,92 para 50,97 pontos percentuais, o que representa um aumento de 113%. Isso se dá devido à chegada do banco de óleo aquecido, que é conduzido a frente da frente de vapor, ao poço produtor sendo que no 8 ano de projeto ocorre o breakthrough, como mostra a Figura 5.9. Outro detalhe importante é que, à medida que o vapor atua mais tempo no reservatório, aumenta sua participação na recuperação de óleo. Já no caso do metano, sua participação aumenta até o caso em que o vapor é interrompido no 8 ano, correspondendo a 39 pontos percentuais para este caso, sendo que depois declina como pode ser visto na Figura 5.8. Um detalhe importante é que esse aumento de 39 pontos não se dá exclusivamente pela atuação do metano, é também e principalmente devido ao óleo aquecido no poço produtor. Injeção de CH 4 após 10 anos de vapor t=0 Injeção de CH 4 após 10 anos de vapor t= 7 anos Injeção de CH 4 após 10 anos de vapor t= 8 anos Figura Mapas de saturação de gás Injeção de metano após 10 anos de vapor 7 e 8 ano. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 94

119 Conclusões e recomendações Os resultados obtidos com a injeção de nitrogênio ou gás carbônico como fluido alternativo ao vapor são similares aos obtidos com o metano. Apesar das diferentes propriedades dos gases estudados, foram encontrados comportamentos similares ao serem injetados no reservatório estudado. Diante disto, resolveu-se colocar em Anexo o estudo relativo a estes fluidos na seção 8. No Anexo desta tese, a seção 8.1 apresenta o estudo da injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor e na seção 8.2 o gás carbônico Análise da injeção de gás como fluido alternativo ao vapor Como foi visto nos gráficos de produção acumulada líquida de óleo e considerando a configuração operacional utilizada, a injeção de qualquer um dos gases como fluido alternativo ao vapor não apresentou resultados satisfatórios, visto que o ponto máximo da curva é obtido apenas com a injeção de vapor, considerando a produção acumulada líquida de óleo. Para compreender o insucesso técnico e econômico, deve-se entender fisicamente a atuação dos gases no reservatório nas suas três formas de injeção Análise da injeção de gás após o vapor A Figura 5.10 apresenta um comparativo entre a injeção de metano após 8 anos de vapor (caso 17) e a injeção contínua de vapor (caso 1) através de perfis de temperatura ( F). No caso da injeção de CH 4 após 8 anos de vapor, no 10 ano de projeto, o gás ao entrar em contato com o óleo aquecido esfria a área aquecida criando áreas de menor temperatura em relação a injeção contínua de vapor. Com este esfriamento, a viscosidade do óleo aumenta o que acarreta na dificuldade de deslocá-lo no meio poroso, sendo que o óleo produzido é mais viscoso. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 95

120 Conclusões e recomendações Injeção de vapor t= 8 anos CH 4 após 8 anos t= 8 anos Injeção de vapor t= 10 anos CH 4 após 8 anos t= 10 anos Injeção de vapor t= 13 anos CH 4 após 8 anos t= 13 anos Injeção de vapor t= 16 anos CH 4 após 8 anos t= 16 anos Figura Perfis de Temperatura do reservatório ( F) comparativo entre a injeção de CH 4 após 8 anos de vapor e a injeção contínua de vapor. Para o 13 e 16 ano de projeto, na injeção de vapor e metano nota-se que o resfriamento do reservatório prossegue, aumentando cada vez mais a viscosidade do óleo e, consequentemente, diminuindo a mobilidade do óleo. Para a injeção contínua de vapor percebe-se uma temperatura média de 300 F em torno do poço produtor, onde o óleo aquecido foi produzido. Outro fato importante é que ao se injetar gás no meio poroso após o breakthrough, o gás flui pelo caminho preferencial (topo do reservatório) não atuando na base do reservatório onde o banco de óleo fica retido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 96

121 Conclusões e recomendações Diante desses argumentos pode-se concluir que é mais viável técnica e economicamente cessar a injeção de vapor e não inserir fluidos no reservatório do que inserir gases como fluido alternativo ao vapor Análise da coinjeção de vapor e gás Ao se coinjetar vapor e gás observou-se que o comportamento das curvas é muito próximo à injeção de vapor, ou seja, não houve benefício ao injetá-los juntos. Apesar de atingir bons níveis de fator de recuperação, tem o lado econômico onde há o custo do vapor e do gás simultaneamente (equação 2.17). A ideia de se coinjetar os fluidos é a de expandir a câmara de vapor fazendo com que atue em uma maior porção do reservatório em relação ao vapor sozinho, aumentando a eficiência de varrido, a produção de óleo e, principalmente, antecipar a produção para se obter retorno econômico mais rápido. Ao analisar as curvas de produção acumulada líquida, observou-se que o valor torna-se muito negativo, próximo a m³std e, mesmo com a chegada do banco de óleo, não atingem resultados competitivos com a injeção de vapor. A presença do gás junto ao vapor fez com que o breakthrough ocorresse mais cedo, levando ao declínio da produção de forma mais rápida. A Figura 5.11 apresenta um comparativo, em termos de mapas de temperatura ( F), entre a injeção contínua de vapor (caso 1) e a coinjeção de vapor e metano durante os 16 anos de projeto (caso 10). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 97

122 Conclusões e recomendações Injeção de vapor t= 0 Coinjetado 16 anos t= 0 Injeção de vapor t= 7 anos Coinjetado 16 anos t= 7 anos Injeção de vapor t= 16 anos Coinjetado 16 anos t= 16 anos Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e coinjeção de vapor e metano para o 7 e 16 ano de projeto. Fazendo um comparativo entre a injeção contínua de vapor e a coinjeção de vapor e metano no 7 ano de projeto, nota-se que no primeiro caso que há formação de zonas de maior temperatura em relação ao caso onde os fluidos foram coinjetados. Outro importante detalhe no caso da coinjeção é que, de fato, ocorre uma maior expansão da câmara de vapor apesar de ser a uma menor temperatura em relação à injeção contínua de vapor, mas pode ser explicado pela maior vazão mássica no reservatório. Devido a esta expansão, o breakthrough ocorre mais cedo quando a gás é injetado junto ao vapor em relação a este injetado sozinho. Analisando o mapa de temperatura ao final do projeto, observa-se que os perfis de temperatura são semelhantes, indicando que as áreas varridas nos dois casos são similares implicando em resultados de produção de óleo próximos. Como a produção acumulada líquida é resultado da produção descontado os custos do vapor e do gás, no caso da coinjeção, percebe-se que não é viável a coinjeção dos fluidos visto Marcos Allyson Felipe Rodrigues 98

123 Conclusões e recomendações que os resultados de produção são semelhantes independentemente da presença do gás junto ao vapor Análise da injeção alternada de vapor e gás Para mostrar o que ocorre quando o vapor e o gás são alternados, a Figura 5.12 apresenta um comparativo entre a injeção contínua de vapor e a alternância de vapor e metano a cada 2 anos (caso 26) em termos de mapas de temperatura ( F). Injeção de vapor t= 0 anos Alternado - 2 anos t= 0 anos Alternado - 2 anos t= 0 Injeção de vapor t= 4 anos Alternado - 2 anos t= 4 anos Injeção de vapor t= 8 anos Alternado - 2 anos t= 8 anos Injeção de vapor t= 16 anos Alternado - 2 anos t= 16 anos Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e injeção alternada de vapor e metano a cada 2 anos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 99

124 Conclusões e recomendações Ao final do primeiro ciclo, 4 anos de projeto, pode-se perceber que a injeção de metano após a primeira cota de vapor esfriou a área varrida pelo mesmo, fazendo com que o óleo aumente sua viscosidade. Com isso o gás não tem energia suficiente para deslocar este óleo sendo que, no caso da injeção contínua, o óleo desloca-se com maior velocidade no meio poroso, bastando observar as frentes de avanço. Ao final do 2 ciclo, nota-se que enquanto ocorre o breakthrough do vapor, no caso da injeção contínua, a injeção de metano faz com que ocorra novamente o esfriamento do óleo e o consequente não avanço do banco de óleo aquecido no meio poroso. Ao final do período de produção, observa-se que apesar do banco de óleo ter chegado ao poço produtor, no caso da injeção alternada dos fluidos, o perfil de temperatura mostra valores menores em relação às zonas formadas pela injeção contínua de vapor. Baseado nos fatos mencionados anteriormente pode-se explicar a grande diferença de produção nos dois casos, sendo o fator de recuperação obtido com a injeção contínua de vapor 75% e com a injeção alternada de vapor e gás a cada dois anos 20% Injeção de água como fluido alternativo ao vapor Na Tabela 5.2 são exibidos os resultados encontrados para a produção acumulada de óleo, fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de água como fluido alternativo ao vapor, considerando as duas formas de injeção (alternada e após), e os diversos casos estudados. Também são mostradas as condições de operação modificadas no modelo, assim como o volume poroso injetado de vapor. Os resultados foram organizados considerando a recuperação de óleo de forma decrescente. Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e água Produção de óleo e água. caso Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std) Fr (%) Wp (m³std) 1 contínua de vapor 16 anos 2, , após 13 anos 2, , após 14 anos 2, , Marcos Allyson Felipe Rodrigues 100

125 Conclusões e recomendações 45 após 12 anos 1, , após 15 anos 2, , após 11 anos 1, , após 10 anos 1, , após 9 anos 1, , após 8 anos 1, , alternada 8 anos 1, , alternada 4 anos 1, , alternada 7 anos 1, , após 7 anos 1, , alternada 5 anos 1, , alternada 6 anos 1, , alternada 3 anos 1, , após 6 anos 0, , alternada 2 anos 1, , após 5 anos 0, , alternada 1 ano 1, , após 4 anos 0, , alternada 6 meses 1, , alternada 3 meses 1, , após 3 anos 0, , após 2 anos 0, , após 1 ano 0, , Analisando a Tabela 5.2 nota-se que 14 casos apresentaram Fatores de Recuperação acima de 60% sendo que deste grupo que atingiram este patamar de produção, 8 casos atingiram valores acima de 70%. Em relação ao volume de vapor injetado, destaca-se a injeção de água após 7 anos de vapor onde 1,11 volumes porosos (62165 toneladas) foram injetados e obteve-se uma recuperação de 61,24%. Por outro lado, analisando a produção de água, dentre os casos que atingiram recuperação acima de 60%, este caso foi o que apresentou menor volume de água produzida ,70 m³std. Traduzindo para custos de tratamento e descarte, considerando um custo de US$3,00/m³std, tem-se um valor de mais de US$ ,00 o que representa um custo significativo para um projeto de injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 101

126 Conclusões e recomendações A Figura 5.13 apresenta os melhores resultados em relação à produção acumulada líquida de óleo, considerando as formas de injeção estudadas. Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e água. Diferentemente dos gases, a água atuou de forma eficiente como fluido alternativo, aumentando a produção acumulada líquida de óleo em relação à injeção contínua de vapor (ver Figura 5.2). O melhor resultado obtido foi injetando vapor durante 11 anos seguido de água por 5 anos (caso 47), alcançando uma produção acumulada líquida próxima a m³std. Quando a água foi injetada de forma alternada, a melhor resposta foi obtida quando os fluidos foram alternados em 8 anos (caso 50), resultando numa produção acumulada líquida de m³std. Assim como para os gases, o melhor resultado foi obtido quando a injeção do fluido alternativo ocorreu após o vapor o que indica que para o tipo de reservatório estudado, que apresenta uma alta permeabilidade e contém um óleo de alta viscosidade, a injeção de forma alternada e coinjetada são menos eficientes em relação à produção acumulada líquida. A Figura 5.14 apresenta o gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para injeção de água como fluido alternativo ao vapor, considerando os casos da Figura Marcos Allyson Felipe Rodrigues 102

127 Conclusões e recomendações Nota-se que a água tem boa colaboração no fator de recuperação final, onde é observada pelos trechos em que a curva apresenta uma ascensão vertical. Em relação à injeção alternada de vapor e água, o melhor resultado encontrado foi a alternância a cada 8 anos (caso 50), onde o Fator de recuperação ficou próximo a 70%. Um detalhe importante é que durante a injeção de vapor a recuperação de óleo foi em torno de 22% e durante a injeção de água 45%. Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e água. Considerando o caso 47 (11 anos de injeção de vapor seguido por água), onde apresentou uma maior produção acumulada líquida de óleo, durante os 5 anos de injeção de água, a recuperação foi de 12 pontos percentuais o que representa 16% da recuperação total (74,89%). De acordo com o tipo de reservatório estudado, a injeção de água após o vapor mostra ser a solução mais eficiente, de forma a reduzir custos e mantendo elevados níveis de recuperação de óleo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 103

128 Conclusões e recomendações Comparando o modelo de injeção de água após 11 anos de vapor (caso 47) com a contínua de vapor (caso 1), vê-se que a injeção combinada alcançou uma recuperação de óleo semelhante e uma produção acumulada líquida de 1900 m³std a mais. A Figura 5.15 mostra um comparativo, em termos de saturação de óleo, entre a injeção contínua de vapor e a injeção de água após 11 anos de vapor, onde se percebe que o mérito da injeção de água se deve a sua atuação deslocando o óleo aquecido, principalmente na base do reservatório, área em que o vapor não aquece com tanta eficiência. Esta afirmação pode ser comprovada observando a saturação de óleo ao final da produção para os dois casos. Injeção de vapor t= 0 Após 11 anos t= 0 Injeção de vapor t= 11 anos Após 11 anos t= 11 anos Injeção de vapor t= 16 anos Figura Mapas de saturação de óleo Injeção de água após 11 anos de vapor 11 e 16 ano de projeto. O método só não é mais eficiente devido à água, por ser injetada a temperatura ambiente, troca calor com o óleo, de forma que este volta a ter sua viscosidade aumentada, dificultando seu deslocamento no meio poroso. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 104

129 Conclusões e recomendações A Figura 5.16 exibe o desempenho da injeção de água após o vapor, em relação ao Fator de recuperação. Cada barra que compõe o gráfico tem no eixo das abscissas o tempo em que a injeção de vapor foi interrompida, seguido de injeção de água. As barras mostradas ilustram os pontos percentuais ganhos quando o vapor (azul) e a água (amarela) atuaram no reservatório. Figura Resultados da injeção de água após paradas anual do vapor Fator de recuperação. Na injeção de água como fluido alternativo ao vapor observa-se uma ascensão mais suave no aumento de produção, seguido de uma estabilização a partir do modelo que injeta água após 11 anos de vapor. Nos modelos em que o vapor foi interrompido do 1 ao 6 ano, a água é responsável por volta de 90% da recuperação total de óleo sendo que, a partir deste ponto, começa o declínio da participação da água na composição do Fator de recuperação. Esse comportamento apresentado é bem distinto dos vistos com injeção de gás, onde o aumento de resposta é brusco. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 105

130 Conclusões e recomendações Assim como nos casos estudados anteriormente, à medida que o vapor tem maior tempo de atuação no reservatório, maior sua participação no Fator de recuperação. Já a água, considerando a participação dela na composição do Fator de recuperação, apresenta um resultado constante até o modelo em que o vapor é injetado até o 6 ano de projeto e depois declina como dito anteriormente. Comparando a Figura 5.16 com o comportamento dos gases como fluido alternativo, percebe-se a maior atuação da água na composição da recuperação final de óleo, indicando a possibilidade de sucesso do método. Ao analisar os resultados de injeção de água como fluido alternativo após o vapor, observou-se que a injeção não pode ocorrer muito cedo, pois o vapor não propagou calor suficiente no reservatório para aquecer e deslocar o óleo, nem pode ser muito tarde, pois estando o reservatório com certa maturidade térmica e baixos índices de produção, a água apenas esfriará o reservatório, não conseguindo deslocar o banco de óleo Análise da injeção de água como fluido alternativo ao vapor A Figura 5.13 mostrou que a produção acumulada líquida de óleo máxima na injeção de água como fluido alternativo ao vapor foi de m³std, para o caso 47 (11 anos de injeção de vapor seguido por 5 anos de injeção de água). No caso da injeção contínua de vapor, o resultado máximo obtido foi de m³std, como visto na Figura 5.2 (caso 1). Um significativo ganho de quase 2000 m³std, o que representa um valor em torno de 14% maior. Para compreender o bom desempenho da água como fluido alternativo ao vapor, a Figura 5.17 mostra um comparativo em termos de perfil de temperatura ( F) após o 11 ano de produção entre a injeção contínua de vapor e a injeção de água após 11 anos de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 106

131 Conclusões e recomendações Injeção de vapor t= 11 anos Injeção de vapor e água t= 11 anos Injeção de vapor t= 12 anos Injeção de vapor e água t= 12 anos Injeção de vapor t= 14 anos Injeção de vapor e água t= 14 anos Injeção de vapor t= 16 anos Injeção de vapor e água t= 16 anos Figura Mapas de temperatura ( F) comparativo entre a injeção contínua de vapor e injeção de água após 11 anos de vapor. No 12 ano do projeto nota-se que a injeção de água cria uma zona fria, temperatura em torno de 70 F, que desloca o óleo aquecido ao poço produtor. É nítido que, para o caso de injeção de água, a temperatura do óleo aquecido cai em relação à injeção contínua de vapor. Enquanto a Marcos Allyson Felipe Rodrigues 107

132 Conclusões e recomendações temperatura média na maior zona formada pelo vapor é em torno de 340 F, no sistema de injeção de água esse valor é próximo a 300 F. No 14 e 16 ano de projeto observa-se a continuação desse processo onde se aumenta a zona fria e as temperaturas médias das zonas de óleo aquecido diminuem. O sucesso do método está no deslocamento que a água fornece ao banco de óleo aquecido, fazendo com que este seja produzido. Uma questão importante, neste caso, é que o crescimento da zona fria é lenta devido à vazão de água ser relativamente baixa, 25 m³/dia. Na próxima seção será feita uma análise de sensibilidade onde a vazão do fluido alternativo será estudada. A ideia é que com o aumento da vazão esta zona fria cresça mais rapidamente deslocando mais óleo ao poço produtor. Por outro lado, uma vazão elevada pode acarretar em fingers de água e, por invadir a zona de óleo, acarrete na redução de temperatura da zona quente, aumentando a viscosidade do óleo mais rapidamente. Em relação à injeção alternada de vapor e água, conhecido na literatura como WASP, as razões aos quais fizeram com que o método não obtivesse sucesso são semelhantes aos comentados na seção sobre a injeção alternada de vapor e gás Injeção de vapor sem fluido alternativo Na Tabela 5.3 são apresentados os resultados encontrados para a produção acumulada de óleo, fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de vapor sem fluido alternativo, considerando duas formas de injeção: interrompida (quando é cessada a injeção de vapor, nenhum fluido alternativo é injetado após determinado tempo) e alternada (o vapor é injetado apenas em intervalos definidos). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 108

133 Conclusões e recomendações Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor sem fluido alternativo Produção de óleo e água. caso Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std) Fr (%) Wp (m³std) 1 contínua de vapor 16 anos 2, , interrompida 15 anos 2, , interrompida 14 anos 2, , interrompida 13 anos 2, , interrompida 12 anos 1, , interrompida 11 anos 1, , interrompida 10 anos 1, , interrompida 9 anos 1, , interrompida 8 anos 1, , alternada 8 anos 1, , alternada 4 anos 1, , alternada 5 anos 1, , alternada 3 anos 1, , alternada 2 anos 1, , alternada 6 anos 1, , alternada 1 ano 1, , alternada 7 anos 1, , alternada 3 meses 1, , alternada 6 meses 1, , interrompida 7 anos 1, , interrompida 6 anos 0, , interrompida 5 anos 0, , interrompida 4 anos 0, , interrompida 3 anos 0, , interrompida 2 anos 0, , interrompida 1 ano 0, , Observando a Tabela 5.3, nota-se que 9 casos apresentaram fatores de recuperação acima de 60% sendo que em todos os casos houve pelo menos oito anos de injeção de vapor. O volume mínimo a ser injetado no modelo de reservatório estudado para se obter recuperações desta magnitude é mais de toneladas de vapor (1,27 VPI). Considerando estas configurações operacionais, a produção de água foi superior a m³std. No caso da injeção de vapor sem fluido alternativo, a diferença em termos de fator de recuperação entre o modelo que apresentou melhor resultado (caso 68) e o modelo de injeção Marcos Allyson Felipe Rodrigues 109

134 Conclusões e recomendações interrompida no 8 ano de projeto foi de 11,60 pontos percentuais, considerando que para este ultimo foi injetado um volume de vapor 47% menor. Apesar de se estar analisando fluidos alternativos para o vapor, não se pode descartar uma injeção de vapor de forma interrompida ou cessada durante alguns períodos de tempo definidos. A grande vantagem é o baixo custo durante a fase da não injeção. Diante disto foi feito o estudo de injeção de vapor dessas duas formas, e os melhores resultados para a produção acumulada líquida de óleo estão ilustrados na Figura Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção interrompida de vapor. Como podem ser observados na Figura 5.18, os resultados obtidos ao final do projeto (16 anos) em termos de produção líquida acumulada são bem semelhantes, em torno de m³std, onde o melhor resultado foi a injeção de vapor interrompida no 8 ano de projeto (caso 75), que obteve um resultado de m³std considerando a ROV lim de 0,10. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 110

135 Conclusões e recomendações A Figura 5.19 apresenta os melhores resultados para a injeção interrompida de vapor em termos de Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor. Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção interrompida de vapor. De acordo com a Figura 5.19, a injeção interrompida de vapor no 8 ano, que obteve melhor resultado em termos de produção acumulada líquida de óleo, apresentou um fator de recuperação de 65%, injetando 1,3 volumes porosos de vapor. Comparada com a injeção contínua de vapor (caso 1), em termos de Fator de recuperação, este resultado representa 10 pontos percentuais a menos, porém injeta-se praticamente a metade do volume de vapor, ou seja, a injeção contínua necessitou do dobro do volume de vapor para obter 10 pontos percentuais a mais no Fator de recuperação. Analisando o gráfico de produção líquida acumulada de óleo, Figura 5.18, conclui-se que cessar a injeção de vapor após o 8 ano de projeto tem maior relação custo benefício em relação à injeção por um período maior, além disto, tem a questão da produção de água, no qual é menor neste caso. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 111

136 Conclusões e recomendações Outro fator importante da injeção de vapor sem fluido alternativo é que a adoção de injeção interrompida no 8 ano de projeto mostra, de acordo com a Figura 5.19, que o banco de óleo aquecido já foi deslocado pelo vapor para o poço produtor sendo que ao cessar o vapor, este fica sendo produzido. A partir do breakthrough do vapor, a eficiência térmica diminui, pois o vapor passa a fluir pelo caminho preferencial (topo do reservatório). A Figura 5.20 apresenta o comportamento da injeção interrompida de vapor, cessada anualmente, em relação ao Fator de recuperação. As barras mostradas ilustram os pontos percentuais ganhos quando o vapor (azul) e sem a injeção de fluidos alternativos (roxo). Figura Resultados da injeção de vapor com interrupção anual Fator de recuperação. Na injeção interrompida de vapor nota-se um comportamento similar ao gás como fluido alternativo na questão temporal, onde o aumento significativo de produção ocorreu nos modelos onde o vapor foi cessado do 7 para o 8 ano de projeto, onde a recuperação de óleo aumentou em 33,79 pontos percentuais, o que representa um aumento de 113,92%. Em outras palavras, Marcos Allyson Felipe Rodrigues 112

137 Conclusões e recomendações comparando o modelo com interrupção de vapor no 8 ano com o do 7 ano de projeto, a produção foi mais que duas vezes maior. Em relação ao comportamento do vapor, à medida que este tem maior atuação no reservatório, maior sua participação no fator de recuperação Melhores resultados para injeção de vapor com fluidos alternativos Nas seções anteriores foram exibidos os resultados para cada fluido alternativo ao vapor em termos de produção acumulada líquida de óleo, seguido do gráfico Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor. Nesta seção são exibidos os melhores resultados de cada fluido alternativo. A Figura 5.21 apresenta as curvas de produção acumulada líquida de óleo versus tempo para os melhores resultados obtidos da combinação vapor com cada fluido alternativo estudado. Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo melhor resultado de cada fluido alternativo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 113

138 Conclusões e recomendações Analisando o gráfico da Figura 5.21 pode-se perceber que quando um gás (seja o CH 4, CO 2 ou N 2 ) foi o fluido alternativo ao vapor, o melhor resultado em termos de produção acumulada líquida foi obtido quando este foi injetado após 14 anos de vapor nos 3 casos. Além disso, percebe-se que o máximo da curva de produção líquida acumulada foi obtido no 14 ano de projeto, ou seja, sem a participação do gás. Diante destes argumentos pode-se concluir que os gases não influenciaram na maximização da curva. Analisando a curva da injeção de água após o vapor, nota-se um aumento na curva de produção a partir do momento que a água é injetada, 11 ano de projeto. A partir do 13 ano a curva ascende de forma bem mais suave, mas não chega a entrar em declínio. Isso mostra que a injeção de água após o vapor tem grande potencial de sucesso desde que seja injetado no tempo certo, na vazão certa e num tipo de malha favorável. Para o tipo de reservatório estudado e as configurações operacionais adotadas inicialmente, o melhor resultado em termos de produção acumulada líquida foi obtida com a injeção de vapor cessada no 8 ano de projeto, alcançando valores em torno de m³std. Outra grande vantagem desta configuração operacional é a baixa produção de água se comparado com os outros casos. A Figura 5.22 apresenta um comparativo entre os diferentes fluidos alternativos após o vapor, em termos de produção acumulada líquida, para três diferentes tempos de parada da injeção de vapor (8, 11 e 14 anos). Esses tempos de parada foram escolhidos, pois foram os que retornaram melhores resultados em relação à produção acumulada líquida para os diferentes fluidos, como pôde ser visto nas seções anteriores. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 114

139 Conclusões e recomendações Figura Comparativo entre o desempenho dos fluidos alternativos após o vapor em termos de produção acumulada líquida de óleo Injeção após 8, 11 e 14 anos. Como visto na seção à injeção interrompida de vapor no 8 ano de projeto foi a que apresentou maior produção acumulada líquida atingindo um valor de m³std. Em relação aos outros fluidos, tem-se um resultado 32,8% maior que a água, 53,8% em relação ao metano, 37% maior que o nitrogênio e 153% maior que o gás carbônico. O gás carbônico solubiliza-se no óleo ao invés de agir como um agente deslocante como é o caso do metano e nitrogênio. Daí a diferença nos resultados. Ao cessar o vapor no 11 ano de projeto, a água apresentou seu melhor resultado em termos de produção acumulada líquida, como pode ser visto na seção Para este tempo de parada, a injeção de água após o vapor tem uma produção acumulada líquida de m³std, que é em torno de 2650 m³std a mais em relação aos gases e 650 m³std a menos que a injeção interrompida. Em termos financeiros, considerando o barril a 50 dólares e desprezando a taxa mínima de atratividade, um simples cálculo mostra que a injeção de água após o vapor apresenta um incremento de receita próximo de US$ ,00 em relação quando o gás é utilizado como Marcos Allyson Felipe Rodrigues 115

140 Conclusões e recomendações fluido alternativo e, se comparado à injeção interrompida, o projeto deixa de ter um aumento de receita de US$ ,00. É importante destacar que esses cálculos são para a configuração operacional base. Já na interrupção do vapor no 14 ano de projeto, tempo em que os gases apresentaram maior produção acumulada líquida, os três tipos obtiveram m³std de resultado líquido. Esse resultado é inferior ao obtido com a injeção de água ( m³std) e a injeção interrompida ( m³std). É importante lembrar, como mostrado nas seções anteriores, que este resultado se dá exclusivamente pela atuação do vapor no reservatório, ou seja, esse resultado também é o máximo obtido com a injeção contínua de vapor o que mostra que a injeção de gás como fluido alternativo, para o reservatório estudado e a configuração operacional inicial adotada, não apresentou nenhum ganho. A Figura 5.23 exibe as curvas de Valor Presente Líquido (VPL) versus tempo para os melhores resultados obtidos da combinação vapor com cada fluido alternativo. Figura Gráfico VPL versus tempo melhores resultados da combinação vapor e fluidos alternativos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 116

141 Conclusões e recomendações O melhor resultado obtido em termos de VPL, considerando as condições operacionais base, foi a interrupção do vapor no 8 ano de projeto sendo US$ ,82. Em seguida foi a injeção de água após 11 anos de vapor resultando em US$ ,14. Já os gases apresentaram resultados similares em torno de US$ ,00. Os resultados são relativamente próximos visto que o vapor é injetado durante boa parte do tempo de projeto, mas nota-se que interromper a injeção de vapor ou substituí-la por injeção de água mostrou-se como soluções interessantes. Outro detalhe importante é que para estes casos, o tempo de retorno do projeto se deu em torno do 7 ano de projeto. A Figura 5.24 mostra as curvas de Fator de recuperação em função do volume poroso injetado de vapor para o melhor resultado obtido de cada fluido alternativo junto ao vapor (mesmos casos da Figura 5.22). De acordo com o gráfico percebe-se que o modelo que apresentou maior fator de recuperação final considerando os modelos de melhor resultado em termos de produção acumulada líquida, foi a injeção de água após 11 anos de vapor alcançando 76%, valor este maior que o obtido com a injeção contínua de vapor (75%). Para a injeção de gás após 14 anos de vapor atingiram-se valores em torno de 74% e no caso de cessar a injeção de vapor no 8 ano de projeto, obteve-se 64%. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 117

142 Conclusões e recomendações Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado melhor resultado de cada fluido alternativo. O detalhe importante dessa análise são os volumes de vapor injetados em cada caso, onde no modelo de água como fluido alternativo injetou-se em torno de 1,76 VPI. Considerando a vazão de 25 t/dia do modelo base, a injeção contínua de vapor corresponde a 2,6 VPI, significando que no caso de injeção de vapor e água houve uma redução de 32% do volume de vapor injetado e, além disto, tendo como resultado final um ponto percentual a mais no Fator de recuperação. No caso do gás após o vapor injetou-se 2,24 VPI de vapor o que corresponde a um volume 13,8% menor em relação à injeção contínua de vapor. Apesar do modelo com vapor e gás ter injetado um menor volume de vapor, a recuperação final de óleo resultou em um ponto percentual a menos. Já no caso da injeção de vapor interrompida no 8 ano de projeto foi utilizado 1,27 VPI, sendo que neste tempo ocorreu o breakthrough do vapor. Com a chegada do banco de óleo ao Marcos Allyson Felipe Rodrigues 118

143 Conclusões e recomendações poço produtor e a interrupção da injeção, a recuperação que era em torno de 25% no 8 ano, passou a ser 64% ao final do projeto. Para isto, injetou-se em torno de metade do volume de vapor, em relação a injeção contínua, o que representa uma redução de custo considerável. A Figura 5.25 mostra um comparativo da injeção de fluidos alternativos após o vapor para os 4 fluidos estudados em termos de Fator de recuperação versus tempo de injeção de vapor. Vale ressaltar que cada curva é montada de acordo com os resultados obtidos desde o caso onde injetou-se vapor durante 1 ano seguido de fluido alternativo, até o caso onde se injetou 15 anos seguido de fluido alternativo, aumentando o tempo de vapor anualmente (15 pontos). Por exemplo, para um tempo de injeção de vapor 3 anos, significa que o vapor atuou no reservatório durante este tempo seguido do fluido alternativo. Fr = Fr vapor+alternativo -Fr interrompido Figura Injeção dos fluidos alternativos após a parada anual da injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 119

144 Conclusões e recomendações Como pode ser observado na Figura 5.25, o fluido alternativo que apresentou o melhor desempenho, em termos de produção de óleo foi a água visto que em todos os tempos de parada ela apresentou melhor resultado (com exceção da parada do vapor no 1 ano). Para esta curva, nota-se também que ocorre uma estabilização do Fator de recuperação a partir do modelo que se injetou vapor por 11 anos seguido de água. Isto mostra que a injeção de água afeta no aumento de produção, onde o valor real ganho vem da subtração da curva vapor+água em relação ao vapor interrompido, em qualquer tempo. Em relação aos gases como fluido alternativo, observa-se que a partir do 9 ano de projeto os resultados são muito próximos e, comparando com a curva de vapor interrompido, a recuperação de óleo é até menor e com um detalhe adicional: sem o custo do fluido alternativo. Isto mostra que a recuperação obtida com a presença do gás, como mostrado na Figura 5.8, é devido o óleo do reservatório estar aquecido e não relacionado a presença do metano. Nos casos em que o vapor é cessado entre o 1 e 7 ano de projeto, o gás carbônico apresenta resultados distintos em relação aos outros dois gases. A curva de injeção interrompida de vapor apresenta um comportamento semelhante aos dos gases analisados e, em alguns tempos, obtém melhores resultados. Diante disso, tem-se a suspeita de que para o tipo de reservatório estudado, não seria interessante a injeção de gás como fluido alternativo. Para poder chegar a uma conclusão definitiva, devem-se mudar as condições operacionais e analisar se os gases respondem melhor ao processo Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais Após a análise das configurações operacionais base da injeção de vapor com os fluidos alternativos, torna-se necessário uma análise de sensibilidade de parâmetros tais como vazão de injeção de vapor, vazão de injeção do fluido alternativo e intervalo canhoneado sobre respostas como fator de recuperação e o Valor Presente Líquido. A utilização do Valor Presente Líquido em detrimento da produção acumulada líquida torna-se necessário, pois a partir desta seção Marcos Allyson Felipe Rodrigues 120

145 Conclusões e recomendações haverá variação da vazão de vapor o que acarreta em diferentes tempos de produção do óleo aquecido (diferentes tempos de chegada), o que não acontecia na análise anterior. A questão do tempo de retorno do investimento é de vital importância na análise econômica de um projeto e o VPL é a ferramenta adequada para esta análise. A formulação matemática utilizada encontra-se na seção As análises foram realizadas levando em consideração os modelos que apresentaram melhores resultados em termos de produção acumulada líquida e que estão resumidos na Tabela 5.4 abaixo. Tabela Melhores resultados para a configuração operacional base. Fluido alternativo Forma de injeção Tempo de injeção de vapor (anos) Tempo do fluido alternativo (anos) Metano Após o vapor 14 2 Nitrogênio Após o vapor 14 2 Gás carbônico Após o vapor 14 2 Água Após o vapor 11 5 Sem fluido Após o vapor 8 8 A sensibilidade dos parâmetros operacionais sobre as respostas de interesse foi examinada através de diagramas de Pareto. A utilização destes recursos permite indicar quais os parâmetros operacionais e suas interações mais significativas sobre cada variável resposta considerada. No diagrama de Pareto, os efeitos cujos retângulos estiverem à direita da linha divisória (p = 0,05) são estatisticamente significativos ao nível de 95% de confiança em relação aos demais. Enquanto os efeitos positivos estão associados a um aumento da variável resposta, os efeitos negativos indicam que um aumento daquele parâmetro ou interação reduz a variável resposta considerada Análise de sensibilidade da injeção de vapor e gás Marcos Allyson Felipe Rodrigues 121

146 Conclusões e recomendações Para analisar a sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo da injeção de vapor com gás para o modelo de reservatório proposto, o gás considerado foi o metano visto que os resultados para os demais são semelhantes. Os parâmetros considerados assim como os intervalos estudados estão apresentados na Tabela 5.5. Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e gás. Parâmetro Valor mínimo Valor intermediário Valor máximo Vazão de injeção de vapor (t/dia) 12, ,5 Vazão de injeção de gás (m³/dia) Intervalo canhoneado Centro (C) Todo intervalo (T) Base (B) análise. A Tabela 5.6 mostra a nomenclatura dos parâmetros e dos efeitos contemplados nessa Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto. Parâmetro Nomenclatura Vazão de Injeção de Vapor Qvapor ou 1 Vazão de Injeção do metano Qch4 ou 2 Intervalo canhoneado Canhoneio ou 3 Efeito Linear Efeito Quadrático L Q A Figura 5.26 apresenta, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles sobre o Valor Presente Líquido na injeção de vapor e metano. Observa-se que a vazão de injeção vapor é o parâmetro que apresenta o efeito mais pronunciado, seguido pela interação entre os efeitos lineares do intervalo canhoneado e da vazão de injeção de vapor (1L-3L). O valor positivo do efeito indica que o aumento da vazão de injeção de vapor aumenta o VPL. A vazão de metano (Qch4) assim como suas interações apresentou pouca relevância estatística sendo que apenas esse parâmetro com seu efeito linear e sua interação com o efeito quadrático da vazão de vapor tem valores pronunciados. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 122

147 Conclusões e recomendações (1)Qvapor(L) Qvapor(Q) 1L-3L 1Q-3Q 1Q-3L 1L-3Q (3)Canhoneio(L) Canhoneio(Q) 1L-2L (2)Qch4(L) Qch4(Q) p= Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH 4 Valor Presente Líquido ao final do período de produção. A Figura 5.27 mostra, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação na injeção de vapor e metano. Percebe-se ao final do projeto que a vazão de injeção de vapor foi o mais significativo tanto com seu efeito linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido da interação entre o efeito quadrático do intervalo canhoneado e o linear da vazão de injeção de vapor (1L-3Q) e do efeito linear do intervalo canhoneado. Assim como para o VPL, a vazão de injeção de metano apresentou pouca influência sendo relevante apenas seu efeito linear (Qch4(L)) e a interação deste com o efeito quadrático da vazão de injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 123

148 Conclusões e recomendações (1)Qvapor(L) Qvapor(Q) 1L-3Q (3)Canhoneio(L) 1L-2L 1L-3L 1Q-3Q Canhoneio(Q) 1Q-3L (2)Qch4(L) 1Q-2L (2)Qch4(L) p= Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 Fator de recuperação ao final do período de produção. Considerando que os gases foram inseridos no reservatório após o 14 ano de projeto, ou seja, atuaram apenas durante 2 anos de projeto, esperou-se que os resultados da análise de sensibilidade apresentassem resultados semelhantes para os três tipos de gases injetados. De fato isto ocorreu, sendo os resultados obtidos com o CO 2 e o N 2 semelhantes aos apresentados com o metano, diferenciados apenas pela intensidade do efeito. Diante disto não foi inserido no escopo do trabalho os resultados obtidos para estes dois gases Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e gás A análise das interações das variáveis operacionais baseou-se na metodologia da superfície de resposta. Como os gases apresentaram resultados semelhantes na análise de sensibilidade, sendo as interações que apresentam relevância estatística as mesmas, serão analisadas as interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e metano e os resultados Marcos Allyson Felipe Rodrigues 124

149 Conclusões e recomendações encontrados podem ser extrapolados para os casos onde nitrogênio ou gás carbônico é o fluido alternativo. A Figura 5.28 mostra as superfícies de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL) na interação da vazão de injeção de vapor com a vazão de metano e o intervalo canhoneado, considerando o VPL máximo obtido em cada caso simulado. Quando se analisou a primeira interação, o intervalo canhoneado foi mantido no nível (+1), ou seja, injeção na base do reservatório e, o segundo caso, a vazão de injeção de gás metano foi mantido no nível (-1), 1000 m³/dia, devido à economicidade. Nesta Figura 5.28 se observa que o VPL aumenta com o incremento da vazão de injeção de vapor (Qvapor) e, para as duas interações mostradas, tanto a vazão de injeção de metano como o intervalo canhoneado apresentaram pouca influência. Em ambas as análises podem ser notadas que injetar 12,5 t/dia no sistema torna o projeto inviável, independentemente da vazão de metano e o intervalo canhoneado. À medida que se aumenta a vazão de vapor, aumenta-se a rentabilidade do projeto, até atingir seu máximo quando se injeta 37,5 t/dia. A partir deste ponto, a curva passa a mostrar um início de estabilidade. Ao observar a Figura 5.28, verifica-se que a questão do tempo de chegada do óleo aquecido ao poço produtor é fundamental para se obter uma maior viabilidade no projeto, tanto que o máximo da função VPL obtida foi para a vazão de vapor 37,5 t/dia (+1). Em relação à vazão de gás, ocorre que mesmo injetando uma vazão de 5000 m³/dia (+1), os resultados foram muito semelhantes aos obtidos nos 2 níveis menores. Isto confirma e permite concluir que além do tipo de gás não apresentar influência na rentabilidade do projeto, sua vazão também não. Logo, a adoção de um gás como fluido alternativo ao vapor, para o modelo de reservatório estudado, não apresenta atratividade econômica visto que o vapor é responsável pelo sucesso do projeto. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 125

150 Conclusões e recomendações Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de metano (Q CH4 ) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 126

151 Conclusões e recomendações A Figura 5.29 apresenta as superfícies de resposta para o fator de recuperação, na interação da vazão de injeção de vapor com a vazão do fluido alternativo e com o intervalo canhoneado ao final da produção. Os parâmetros mantidos fixos foram deixados no mesmo nível que no caso da análise do VPL. Quando se analisa o fator de recuperação neste sistema, Figura 5.29, pode ser observada que a resposta é favorecida quando a vazão de vapor (Qvapor) está entre média - alta (25-37,5 t/dia) e a vazão de metano apresenta pouca influência, mostrando que a resposta não tem interferência significativa da vazão de gás. A superfície de resposta mostra que o fator de recuperação pode obter resultados acima de 80%, injetando vazões de vapor entre 25-37,5t/dia. Já no caso onde se analisa a vazão de injeção de vapor e o intervalo canhoneado, a região ótima está definida para vazões do nível intermediária a alta (25-37,5 t/dia) e o canhoneio do poço injetor apresenta baixa influência. Diante disto, percebe-se que qualquer que seja o intervalo de canhoneio escolhido obtém-se resultados semelhantes. Diante destas duas análises, nota-se que a vazão de injeção de vapor apresenta uma influência tão significativa no fator de recuperação que faz com que a vazão de gás e o intervalo canhoneado não apresentem grande influência na resposta. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 127

152 Conclusões e recomendações Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de metano (Q CH4 ) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 128

153 Conclusões e recomendações A Figura 5.30 apresenta os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o estudo da injeção de metano após 14 anos de vapor, considerando uma vazão de metano fixa em 2500 m 3 std/d. Como pode ser observado, percebem-se três grupos de curvas distintos, cada um com 3 resultados, determinado pela vazão de vapor empregada. Quando a vazão de vapor foi de 37,5 t/dia, observa-se que o payback ocorre entre o quarto e o quinto ano de projeto, sendo que quando o canhoneio foi realizado na base do reservatório, ocorreu uma leve antecipação do banco de óleo e consequentemente antecipação de receitas. Outro detalhe importante é que, como visto na análise de sensibilidade, a vazão de injeção de gás apresentou pouca influência na resposta. Com relação a esse conjunto de curvas (Qvapor =37,5 t/dia), nota-se ainda uma subdivisão em 2 grupos: quando o canhoneio se deu na base e as outras duas formas de canhoneio. Para se ter uma ideia, o melhor resultado foi obtido quando se injetou 37,5 toneladas de vapor, canhoneio na base e injeção de gás 2500 m³/dia, obtendo-se um VPL de US$ ,74. Comparando com o outro subgrupo onde o melhor resultado foi de US$ ,95 (Qvapor: 37,5- Qch4:2500-T), houve um ganho de 5,4%. Isso mostra a importância da escolha adequada do intervalo de comunicação entre o reservatório e o poço. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 129

154 Conclusões e recomendações Figura Gráfico Valor Presente Líquido versus Tempo Injeção de metano após 14 anos de vapor. Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, nota-se que o payback ocorreu entre o sexto e o sétimo ano. Também se percebe a pequena antecipação do banco de óleo obtido com o canhoneio na base do reservatório. Para este grupo, percebe-se que há uma diferença entre as três curvas, determinados pelo canhoneio adotado. O melhor resultado foi de US$ ,00 para o modelo Qvapor:25-Qch4:2500-B. Quando se injetou uma vazão de 12,5 t/dia, observou-se que o retorno do projeto ocorre entre o 14 e o 15 ano indicando que não é viável utilizar baixas vazões de vapor. Além disso, o melhor resultado obtido foi de ,91, o que equivale a 8,86% do melhor resultado obtido Qvapor:37.5-Qch4:2500-B. De acordo com as melhores respostas obtidas com o VPL, a Figura 5.31 apresenta os resultados em termos de Fator de recuperação para cada vazão de vapor adotada na injeção de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 130

155 Conclusões e recomendações metano após o vapor. Em termos gerais, nota-se que para que o óleo aquecido chegue até o poço produtor, um mínimo de 1,1 VPI de vapor tem que ser inserido no reservatório. Outro detalhe importante relativo às curvas em geral é que em torno de 2,75 VPI o fator de recuperação estabiliza, não ocorrendo grandes ganhos de produção. O ponto essencial da análise é que apesar da vazão de vapor 37,5 t/dia inserir um VPI de vapor em torno de 3,36, maior que o necessário para estabilizar a curva (2,75 VPI), a antecipação da produção com a consequente antecipação de receitas faz o projeto ser mais viável com esse nível de vazão mais elevado. Figura Fator de Recuperação versus VPI de vapor Injeção de metano após 14 anos de vapor. Os melhores resultados obtidos considerando o Fator de recuperação foi de 26,32% para a vazão de 12,5 t/dia (1,14 VPI), 75,20% para a vazão de 25 t/dia (2,24 VPI) e 77,58% para a vazão de 37,5 t/dia (3,36 VPI). Percebe-se que, comparando a vazão intermediária com a elevada, o Marcos Allyson Felipe Rodrigues 131

156 Conclusões e recomendações Fator de recuperação aumentou apenas 2,38 pontos percentuais levando em conta que foi injetado 50% a mais de volume de vapor Análise de sensibilidade da injeção de vapor e água. Para analisar a sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo da injeção de vapor e água para o modelo de reservatório proposto, os parâmetros assim como os intervalos estudados estão apresentados na Tabela 5.7. Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e água. Parâmetro Valor mínimo Valor intermediário Valor máximo Vazão de injeção de vapor (t/dia) 12, ,5 Vazão de injeção de água (m³/dia) 12, ,5 Intervalo canhoneado centro Todo intervalo base A Tabela 5.8 mostra a nomenclatura dos parâmetros na injeção de vapor e água. A nomenclatura dos efeitos são as mesmas consideradas na seção anterior: linear (L), quadrática (Q). Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto. Parâmetro Nomenclatura Vazão de Injeção de Vapor Qvapor ou 1 Vazão de Injeção de água Q.H2O ou 2 Intervalo canhoneado Canhoneado ou 3 A Figura 5.32 mostra, através do diagrama de Pareto, a influência dos parâmetros e das interações entre eles sobre o valor Presente Líquido. Pode-se constatar que a vazão de injeção de vapor foi o parâmetro mais pronunciado. O intervalo canhoneado (Canhoneio) apresentou influência na resposta, com efeito maior do que a vazão de injeção de água (Q.H2O). Vale Marcos Allyson Felipe Rodrigues 132

157 Conclusões e recomendações ressaltar que as interações da injeção de vapor com a vazão de injeção de água e com o intervalo canhoneado apresentaram relevância estatística. (1)Qvapor(L) Qvapor(Q) 1L-2L (3)Canhoneio(L) Canhoneio(Q) 1Q-2L (2)Q.H2O(L) 1Q-3Q 1L-3L 1Q-3L 1L-3Q Q.H2O(Q) p= Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O Valor Presente Líquido ao final do período de produção. Analisando a influência da injeção de água no VPL, uma coisa é muito importante: a água é injetada após 11 anos de projeto, ou seja, no seu final. Considerando a questão temporal e a depletação do reservatório, é interessante saber que a injeção de água pode apresentar influência maior no VPL, considerando outras configurações operacionais. A Figura 5.33 apresenta, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação na injeção de vapor e água. Como pode ser notada, a injeção de vapor foi o parâmetro mais significativo, tanto com seu efeito linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido da vazão de injeção de água com seu efeito linear (Q.H2O(L)). As interações entre esses dois parâmetros também apresentaram relevância estatística no fator de recuperação. Um detalhe importante nesta análise é que nem o Marcos Allyson Felipe Rodrigues 133

158 Conclusões e recomendações intervalo canhoneado, nem suas interações tiveram influência na resposta, diferentemente do VPL. (1)Qvapor(L) Qvapor(Q) (2)Q.H2O(L) 1L-2L 1Q-2L Q.H2O(Q) 1L-2Q 1Q-2Q 1Q-3Q Canhoneio(Q) (3)Canhoneio(L) p= Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O Fator de recuperação ao final do período de produção. Em relação à vazão de injeção de água nota-se que, diferentemente da injeção de gás, sua presença apresentou importância na resposta de forma que seu efeito tem valor positivo, indicando que o aumento deste parâmetro acarreta em aumento no fator de recuperação. Como visto na seção anterior, a água desloca o óleo aquecido ao poço produtor e, quanto maior a intensidade da vazão, maior tende a ser este deslocamento Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e água. A Figura 5.34 apresenta as superfícies de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL) para a interação da vazão de injeção de vapor com a vazão de água e intervalo canhoneado, considerando o final do projeto. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 134

159 Conclusões e recomendações Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 135

160 Conclusões e recomendações Quando se analisa o Valor Presente Líquido (VPL) neste sistema e considerando a interação vazão de injeção de vapor e de água, pode ser observado que a resposta é favorecida quando a vazão de vapor está em torno do nível mais alto (37.5 t/dia (+1)) para qualquer nível de vazão de água. Fazendo uma comparação entre a intensidade do efeito linear da vazão de injeção de CH 4 4,98 (Figura 5.26) com a da injeção de água 23,19 (Figura 5.32) no VPL, conclui-se que para as configurações operacionais adotadas, a água tem uma influência considerável e se otimizada pode ter papel importante na busca de utilizá-la como fluido alternativo ao vapor. No caso da interação vazão de injeção de vapor (Qvapor) e intervalo canhoneado (Canhoneio), tem-se o máximo da função objetivo alcançado quando se tem a vazão de vapor em torno do nível mais alto (37,5 t/dia (+1)) e intervalo canhoneado no nível mais alto (base (+1)). Vale comentar que o intervalo canhoneado apresenta influência no VPL tanto na injeção de água como na injeção de metano como fluido alternativo (ver Figuras 5.26 e 5.32), modificando apenas a intensidade do efeito 30,11 e 16,48 respectivamente, mostrando a importância do canhoneio na injeção de água. A Figura 5.35 mostra as superfícies de resposta para a função objetivo Fator de recuperação, considerando as mesmas interações realizadas na análise do Valor Presente Líquido. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 136

161 Conclusões e recomendações Figura Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 137

162 Conclusões e recomendações Analisando o Fator de recuperação de óleo da Figura 5.35 pode ser observado que a região ótima de trabalho pode ser obtida no caso de se injetar vazões de vapor entre 25-37,5 t/dia ((0)-(1)) e vazão de água também entre esse intervalo. O valor máximo obtido para o VPL considerando esses dois parâmetros tem pouca sensibilidade em relação à vazão de água, mas nota-se o ganho de produção na injeção de um volume maior de água. Considerando a interação entre a vazão de injeção de vapor (Qvapor) e o intervalo canhoneado (Canhoneado) a região ótima é obtida quando se injetam vazões de vapor entre 25-37,5 t/dia ((0) - (1)), para praticamente qualquer umas dos intervalos canhoneados estudados (centro, todo intervalo e base da zona de óleo). A Figura 5.36 mostra os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o estudo da injeção de água após 11 anos de vapor, mantendo fixa a vazão de água em 25 m³std/dia. Assim como na injeção de vapor e metano observam-se três grupos de curvas distintos, cada um com 3 resultados, determinado pela vazão de vapor utilizada. Os tempos de retorno do investimento são os mesmos da injeção de vapor e gás visto que são determinados pela atuação do vapor no reservatório. Para a vazão de 37,5 t/dia o tempo de retorno se dá entre o quarto e o quinto ano, sendo que quando o canhoneio foi realizado na base do reservatório ocorreu uma pequena antecipação de receitas. Para a vazão de 25 t/dia tem-se o payback entre o sexto e o sétimo ano de projeto e quando a vazão foi de 12,5 t/dia ocorreu entre o 12 e o 13 ano. Com relação ao conjunto de curvas de vazão de vapor 37,5 t/dia, nota-se ainda uma subdivisão em 2 grupos: quando o canhoneio se deu na base e as outras duas formas de canhoneio. O melhor resultado foi obtido no modelo Qvapor:37,5-Qh2O:25-B resultando em um VPL de US$ ,91. Comparando com a injeção de metano ocorreu um aumento de 5,35% no VPL significando ser a água o fluido alternativo mais adequado para o tipo de reservatório estudado. Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, percebe que há uma divisão em 3 curvas, determinados pelo canhoneio adotado. O melhor resultado foi de US$ ,85 para o modelo Qvapor:25-Qh2O:12.5-B. Já para a vazão de 12,5 t/dia o melhor resultado encontrado foi de US$ ,30 para o caso Qvapor:12,5-Qh2O:37,5-B. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 138

163 Conclusões e recomendações Figura Valor Presente Líquido versus tempo para injeção da água após o vapor. A Figura 5.37 apresenta os resultados em termos de fator de recuperação para cada vazão de vapor adotada na injeção de água após 11 anos de vapor, mantendo fixa a vazão de injeção de água em 25 m³std/dia. Assim como para o metano, em torno de 1,1 VPI de vapor tem que ser inserido no reservatório para que este desloque o banco de óleo aquecido até o poço produtor. Considerando a vazão de vapor 37,5 t/dia, foi inserido em torno de 2,65 VPI de vapor e a água, ao atuar no reservatório, consegue aumentar em quase 10% o fator de recuperação. O detalhe é que independentemente do intervalo canhoneado esse foi o acréscimo de produção como pode ser visto na Figura Para estes modelos, foram atingidas recuperações de óleo acima de 80% sendo que, quando o canhoneio ocorreu na base, um menor volume de vapor foi necessário para a ascensão da curva. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 139

164 Conclusões e recomendações Figura Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção de água após o vapor. Os melhores resultados obtidos considerando o fator de recuperação foram de 30,29% para a vazão de 12,5 t/dia (Qvapor:12,5-Qh2O:25-T), 77,29% para a de 25 t/dia (Qvapor:25- Qh2O:25-B) e 81,90% para a de 37,5 t/dia (Qvapor:37,5-Qh2O:25-B). Comparando a vazão intermediária com a elevada, o Fator de recuperação aumentou consideráveis 4,61 pontos percentuais, correspondendo a um aumento de quase 6%. Apesar de que para uma maior vazão de vapor maior será a produção de água. De acordo com a análise da configuração operacional base e a variação destes parâmetros percebe-se que o sucesso da injeção de água após o vapor não está ligado ao tempo que este fluido foi inserido e sim a partir de que volume ele é inserido. Quanto maior a vazão de vapor, mais volume é injetado por unidade de tempo e mais cedo deverá começar a injeção de água. Diante disto, o tempo de parada de vapor no 11 ano de projeto está relacionado à vazão de 25 t/dia, mas para a de 37,5 t/dia (vazão que apresentou os modelos de maior rentabilidade) o tempo Marcos Allyson Felipe Rodrigues 140

165 Conclusões e recomendações deve ser inferior a este. Na seção 5.5 será realizada uma otimização da injeção de água após o vapor visando obter o momento ideal para a injeção, maximizando a rentabilidade do projeto Influência do intervalo canhoneado na injeção de água após o vapor. A Figura 5.38 mostra um comparativo entre a injeção de vapor na base, no centro e no topo da zona de óleo, mantendo fixa a vazão de vapor (37,5 t/dia) e a vazão de água (25 t/dia) em termos de Fator de recuperação. Figura Análise da injeção de vapor em diferentes porções do reservatório vazão de 25 e 37,5 t/dia. De acordo com a Figura 5.38 nota-se que quanto mais o intervalo canhoneado está distante do topo do reservatório, menor volume de vapor é necessário para fazer com que o banco de óleo aquecido chegue ao poço produtor. Isto ocorre devido a menores perdas de calor para a camada sobrejacente e, consequentemente, uma maior eficiência térmica. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 141

166 Conclusões e recomendações Para a configuração operacional Q vapor :37,5-Q h2o :25-B onde o vapor é injetado na base da zona de óleo, percebe-se que a curva ascende primeiro em relação aos outros dois casos, indicando que o banco de óleo chegou mais rápido ao poço produtor. Isto reflete no VPL onde foi obtido US$ ,91, resultado 5,86% melhor do que quando se injetou em toda zona de óleo (US$ ,42) e 5,68% melhor do que o caso onde se injetou no centro da zona de óleo (US$ ,79). A Figura 5.39 apresenta um comparativo entre mapas de perda de calor para a camada sobrejacente (Btu) entre a injeção de vapor na base e em toda zona de óleo do reservatório, ao final do quinto ano de projeto para a vazão de vapor de 37,5 t/dia. As propriedades térmicas das rochas adjacentes tais como capacidade calorífica volumétrica e condutividade térmica, foram consideradas semelhantes as adotadas para a rocha reservatório ( ver Tabela 4.4). Injeção na base Injeção em toda zona de óleo Figura Mapas da taxa de perda de calor para acamada sobrejacente (Btu/dia) Injeção de vapor na base e em todo intervalo da zona de óleo 5 ano de projeto. De acordo com os mapas de perda de calor nota-se uma maior área de perda de energia quando se injeta em todo intervalo da zona de óleo, em virtude da proximidade dos canhoneados em relação à camada sobrejacente. Percebe-se também que a intensidade da taxa de perda em Btu/dia, para este caso, também é maior como mostra a escala mostrada na Figura Marcos Allyson Felipe Rodrigues 142

167 Conclusões e recomendações Influência da vazão de água na sua injeção após o vapor. A Figura 5.40 apresenta os resultados obtidos em termos de produção acumulada de óleo para a variação de vazão de água, considerando o intervalo canhoneado a base do reservatório e as vazões de vapor 25 e 37,5 t/dia. Figura Comparativo entre diferentes vazões de injeção de água após 11 anos de injeção de vapor. De acordo com a Figura 5.40 notam-se dois grupos de curvas distintas (Q vapor = 25 t/dia e Q vapor = 37,5 t/dia), onde se observa a pouca influência da vazão de injeção de água na produção acumulada de óleo. Um detalhe importante é que, nos dois casos, uma vazão de injeção de água de 25 m³std/dia de água retornou uma maior produção de óleo em relação à vazão de 12,5, mas a de 37,5 m³std/dia não apresentou ganho de produção em relação à de 25. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 143

168 Conclusões e recomendações Considerando o grupo de curvas de vazão de vapor 25 t/dia e canhoneio na base do reservatório, a produção acumulada de óleo para o modelo em que se injetou água a 25 m³std/dia foi de ,64 m³std, correspondendo a um valor 1,4% maior que a vazão de 12,5 (28.162,60 m³std) e 0,14% maior que a de 37,5 (28.517,88 m³std). No segundo grupo de curvas, vazão de vapor 37,5 t/dia e canhoneio na base do reservatório, a produção de óleo para o modelo de vazão de água 25 m³std/dia foi de ,16 m³std que comparado às outras duas curvas apresenta um valor 1,87% maior em relação ao modelo de vazão 12,5 (29611,28 m³std) e um valor 0,18% menor do que o caso em que se injetou 37,5 m³std/dia (30.223,21 m³std). Diante disso, percebe-se que a vazão de injeção de água de 25 m³std/dia é a mais adequada considerando os níveis de vazões estudados e o tipo de reservatório analisado. Para obter uma análise mais aprofundada do desempenho da água no reservatório, considerando diferentes vazões e um maior tempo de atuação, a Figura 5.41 apresenta os perfis de temperatura ( F) no 7 e 13 ano de projeto na injeção de água após 5 anos de vapor, para diferentes vazões de injeção de água: 25 e 100 m³/dia. 25 m³/dia -7 anos 100 m³/dia -7 anos 25 m³/dia -13 anos 100 m³/dia -13 anos Figura Perfis de temperatura ( F) vazão de água 25 e 100 m³std/dia 7 e 13 anos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 144

169 Conclusões e recomendações De acordo com a Figura 5.41 observa-se que quando se injeta água a uma maior vazão (100 m³/dia) após o vapor, a água invade a zona de óleo resfriando-o, dificultando seu deslocamento devido o aumento de viscosidade. Quando se injeta a uma menor vazão, 25 m³/dia, a água atua deslocando o óleo aquecido e, mesmo resfriando o reservatório, isso se dá de uma forma mais lenta, como mostra os perfis de temperatura no 7 ano de projeto. Analisando os perfis de temperatura no 13 ano, observa-se que óleo ainda está aquecido à frente da frente de água no caso de injeção de água a 25 m³/d. Já no caso de vazão 100 m³/d, quase toda rocha reservatório se encontra a uma temperatura próxima a da água. Em termos de recuperação de óleo, obteve-se 77,66% para a injeção de água a 25 m³/dia e 70,67 a 100 m³/dia, uma diferença que representa 10% a mais para o caso de menor vazão Injeção de vapor seguido de água quente e fria Observando os estudos realizados nas seções anteriores, percebeu-se que o ganho de produção de óleo devido à injeção de água, após o vapor, ocorre no início de sua atuação no reservatório. Com o passar do tempo à água fria injetada começa a trocar calor com os fluidos do reservatório, fazendo com que ocorra o aumento da viscosidade do óleo dificultado sua produção. Diante deste cenário e na ideia de tentar manter a temperatura mais elevada em torno do poço produtor, analisou-se a injeção de vapor seguido de água quente e fria, de forma que o banco de água quente injetado atue como um isolante, ou seja, faça uma transição de temperatura. Considerando o caso em que há injeção de vapor durante 5 anos (25 t/dia) e água fria por 11 anos (25 t/dia), realizou-se uma análise de injeção de um banco de água quente seguido de fria, após o tempo de injeção de vapor. A análise considerou os casos em que este fluido é injetado desde um até onze anos, caso extremo em que seria água quente após o vapor, acrescido anualmente. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 145

170 Conclusões e recomendações A Tabela 5.9 mostra os resultados obtidos no estudo da injeção do banco de água quente, considerando o fator de recuperação. Como pode ser observado, em todos os casos foi injetado o mesmo volume de vapor, 0,81. O estudo variou o volume do banco de água quente e observou-se que com 5 anos de água quente e 6 de fria (caso 98), o resultado obtido foi semelhante à combinação vapor + água quente (caso 104). caso t vapor (anos) VPI Tabela Estudo da injeção do banco de água quente. T água quente (90 C) (anos) VPIcolchão T água fria (20 C) (anos) Fator de recuperação (%) 93 5 anos 0,81-0,00 11 anos 47, anos 0,81 1 ano 0,16 10 anos 48, anos 0,81 2 anos 0,32 9 anos 49, anos 0,81 3 anos 0,49 8 anos 50, anos 0,81 4anos 0,65 7 anos 50, anos 0,81 5 anos anos 50, anos 0,81 6 anos 0,98 5 anos 50, anos 0,81 7 anos 1,11 4 anos 50, anos 0,81 8 anos 1,27 3 anos 50, anos 0,81 9 anos 1,43 2 anos 50, anos 0,81 10 anos 1,59 1 ano 50, anos 0,81 11 anos 1,76-50,66 Em termos de números, para o caso 98 foi injetado um banco de água quente de 0,81 VPI, obtendo um fator de recuperação de 50,59%. Já o caso mais extremo, onde se injetou 11 anos de água quente (caso 104), tem-se um banco de 1,76 VPI e uma recuperação de óleo de 50,66%. Fazendo uma comparação, o caso vapor + água quente tem uma recuperação de óleo 0,07% maior, mas injetou um volume 2,17 vezes maior. Logo se observa que, em termos de Fator de recuperação, o banco de água quente ideal é de 0,81 VPI, o que equivale a um volume de 45363,76 m³std. Comparando com a injeção de água fria após o vapor (caso 93), o modelo 5 anos de vapor + 5 anos de água quente + 6 anos de água fria apresentou uma recuperação de óleo 5,95% maior (2,84 pontos percentuais). Apesar do custo da água quente ser maior devido seu aquecimento, tem-se um ganho considerável de produção. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 146

171 Conclusões e recomendações A Figura 5.42 mostra o gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do banco de água quente. Nota-se que em torno de 0,81 VPI, tem-se uma estabilidade na curva e o ganho de produção de óleo com o aumento do banco de água quente torna-se muito pequena. Figura Gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do colchão de água quente. A Figura 5.43 apresenta um gráfico comparativo, em termos de fator de recuperação, entre o modelo de melhor resultado injeção de vapor + água quente + água fria (caso 98), injeção de vapor + água fria (caso 93) e injeção de vapor + água quente (caso 103). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 147

172 Conclusões e recomendações Figura Gráfico fator de recuperação versus tempo injeção de vapor+água quente+água fria e injeção de água fria após o vapor. Observando a Figura 5.43 nota-se que a injeção de vapor + água quente + água fria apresentou, como foi comentado, um fator de recuperação final de 50,59% contra 47,75% da injeção de vapor e água fria. O detalhe importante é que esse ganho de quase 6 % se deu durante a injeção de água fria, onde o colchão injetado fez com que a água fria não entrasse em contato direto com a zona de óleo aquecido, mantendo este a uma maior temperatura e, consequentemente a uma menor viscosidade. A Figura 5.44 mostra um comparativo entre os perfis de temperatura ( F) entre a injeção de vapor+água quente+água fria e a injeção de vapor e água fria, para comprovar o que foi dito anteriormente, o motivo que levou a esse ganho de produção. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 148

173 Conclusões e recomendações Vapor + água fria + água quente t= 5 anos Vapor + água fria t= 5 anos Vapor + água fria + água quente t= 7 anos Vapor + água fria t= 7 anos Vapor + água fria + água quente t= 10 anos Vapor + água fria t= 10 anos Vapor + água fria + água quente t= 13 anos Vapor + água fria t= 13 anos Vapor + água fria + água quente t= 16 anos Vapor + água fria t= 16 anos Figura Comparativo entre os perfis de temperatura ( F) nos casos de injeção de vapor+água quente+água fria e injeção de vapor seguido de água fria. Observando os perfis de temperatura no 7 e 10 ano de projeto, percebe-se a semelhança dos valores em torno do poço produtor justificando os resultados similares em termos de recuperação de óleo. Já nos mapas de temperatura do 13 e 16 ano, nota-se uma diferença de área aquecida em torno do poço produtor onde, para o caso que houve injeção de água quente, a variação de temperatura é em torno de F e para o caso vapor e água fria F. Portanto, a injeção de um banco de água quente no sistema fez com que a temperatura do Marcos Allyson Felipe Rodrigues 149

174 Conclusões e recomendações reservatório, próximo ao poço produtor, atingisse níveis mais elevados em relação à injeção apenas de água fria. Se desconsiderado o custo relativo ao aquecimento da água e calculando o VPL para estes dois modelos, obteve-se US$ ,84 para o caso do vapor seguido de água quente e fria contra US$ ,30 para o caso onde não há aquecimento da água. Um aumento de 5,54 % no VPL. Diante desses aspectos, apenas uma análise econômica mais profunda indicaria a viabilidade do aquecimento da água para a injeção de um banco de água quente no reservatório Análise de sensibilidade da injeção interrompida de vapor. Para o estudo da sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo da injeção interrompida de vapor (8 ano) para o modelo de reservatório proposto, os parâmetros assim como os intervalos estudados estão apresentados na Tabela Vale ressaltar que esta análise não pode ser realizada em casos de simulação numérica, devido não ser possível calcular o erro. A análise serve apenas como referencia qualitativa. Tabela Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção interrompida de vapor. Parâmetro Valor mínimo Valor intermediário Valor máximo Vazão de injeção de vapor (t/dia) 12, ,5 Intervalo canhoneado centro Todo intervalo base A Tabela 5.11 mostra a nomenclatura dos parâmetros na análise da injeção interrompida de vapor. A nomenclatura dos efeitos são as mesmas consideradas na seção anterior: linear (L), quadrática (Q). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 150

175 Conclusões e recomendações Tabela Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos diagramas de Pareto. Parâmetro Nomenclatura Vazão de Injeção de Vapor Qvapor ou 1 Intervalo canhoneado Canhoneado ou 2 A Figura 5.45 ilustra a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles sobre o Valor Presente Líquido na injeção interrompida de vapor. (1)Qv apor(l) Qv apor(q) (2)Canhoneio(L) Q-2L L-2L Canhoneio(Q) L-2Q Q-2Q E5 0 2E5 4E5 6E5 8E5 1E6 1.2E6 1.4E6 1.6E6 Figura Diagrama de Pareto para a injeção de interrompida no 8 ano Valor Presente Líquido ao final do período de produção. Observa-se que a vazão de injeção de vapor (Qvapor) apresenta maior relevância estatística em relação ao VPL. O intervalo canhoneado (Canhoneio) também apresenta influência na resposta. A interação entre esses parâmetros apresenta pouca influência. A Figura 5.46 mostra através dos diagramas de Pareto a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação, na injeção de vapor interrompida no 8 ano de projeto. Como pode ser notada, a injeção de vapor foi o parâmetro Marcos Allyson Felipe Rodrigues 151

176 Conclusões e recomendações mais significativo tanto com seu efeito linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido da interação entre este parâmetro com seu efeito quadrático o intervalo canhoneado com o efeito linear (1Q-2L). Um detalhe importante nesta análise é que o intervalo canhoneado apresentou pouca influência na resposta, diferentemente do que ocorreu no VPL. (1)Qv apor(l) Qv apor(q) Qby 2L (2)Canhoneio(L) Canhoneio(Q) Q-2Q L-2L L-2Q Figura Diagrama de Pareto para a injeção de vapor interrompida no 8 ano Fator de recuperação ao final do período de produção. Fazendo uma análise das Figuras 5.45 e 5.46 observa-se que a vazão de vapor, em ambos os casos, tem efeito positivo indicando que um aumento deste parâmetro aumenta a resposta Análise das variáveis operacionais na injeção de vapor interrompida. A Figura 5.47 mostra a superfície de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL) na injeção interrompida de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 152

177 Conclusões e recomendações Figura Superfície de resposta para o Valor Presente Líquido da interação entre a vazão de injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado Injeção interrompida de vapor. Observa que o máximo da função objetivo é alcançado quando se tem a vazão de vapor em torno do nível mais alto (37,5 t/dia), assim como o intervalo canhoneado (base da zona de óleo). Vale ressaltar na análise de VPL que após a interrupção do vapor, o único custo que é desconsiderado é o relativo a este fluido. Na superfície de resposta da Figura 5.48, onde a resposta é o Fator de recuperação, pode ser observado que a região ótima de trabalho pode ser obtida no caso de se injetar vazões de vapor de intermediárias (25 t/dia (0)) a altas (37,5 t/dia (1)), independentemente do intervalo canhoneado. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 153

178 Conclusões e recomendações Figura Superfície de resposta para o fator de recuperação da interação entre a vazão de injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado Injeção interrompida de vapor. A Figura 5.49 exibe os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o estudo da injeção interrompida de vapor após 8 anos. Assim como para todos os fluidos estudados observam-se três grupos de curvas distintos, cada um com 3 resultados, determinados pela vazão de vapor empregada. Para a vazão de vapor de 37,5 t/dia, observa-se que o payback ocorre entre o quarto e o quinto ano de projeto, sendo que quando o canhoneio foi realizado na base do reservatório, ocorreu uma antecipação de receitas. Com relação a esse conjunto de curvas (qvapor =37,5 t/dia), nota-se ainda outra subdivisão diferenciada pela zona de canhoneio. O melhor resultado foi obtido quando se injetou 37,5 toneladas de vapor, canhoneando na base da zona de óleo, obtendo-se um VPL de US$ ,71. Comparando com o melhor resultado da injeção de água como fluido alternativo, ele foi 1,41% maior e com o gás 6,84% maior. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 154

179 Conclusões e recomendações Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, percebe-se que o payback ocorreu entre o sexto e o sétimo ano. Também se percebe a pequena antecipação do banco de óleo obtido com o canhoneio na base do reservatório, apresentando o melhor resultado para esta vazão sendo de US$ ,91 (Qvapor:25-B). Para este grupo, percebe que quando o canhoneio foi no centro e em todo intervalo da zona de óleo, os resultados foram próximos, sendo que suas curvas apresentam comportamentos semelhantes. Figura Valor Presente Líquido versus tempo para injeção interrompida de vapor - 8 ano de projeto. Quando se injetou uma vazão de vapor de 12,5 t/dia, observou-se que o projeto é inviável economicamente apresentando, em todos os 3 casos, um Valor Presente Líquido negativo. Isso se deve a interrupção precoce da injeção. A Figura 5.50 apresenta os resultados em termos de fator de recuperação versus volume poroso injetado para cada vazão adotada na injeção interrompida de vapor. É interessante observar que quando a vazão de vapor foi de 37,5 t/dia, um mínimo de 0,9 VPI de vapor tem que Marcos Allyson Felipe Rodrigues 155

180 Conclusões e recomendações ser inserido no reservatório para que o banco de óleo aquecido tenha seu deslocamento total até o poço produtor. Porém, quando a vazão foi de 25 t/dia, um mínimo de 1,1 VPI. Isto se deve a perda de calor ser maior quando se injeta a uma menor vazão de vapor, devido à segregação gravitacional ocorrer mais rapidamente. Figura Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção interrompida de vapor 8 ano de projeto. Os melhores resultados obtidos considerando o fator de recuperação foram de 11,47% para a vazão de 12,5 t/dia (Qvapor:12,5-B), 65,06% para a vazão de 25 t/dia (Qvapor:25-B) e 73,89% para a vazão de 37,5 t/dia (Qvapor:37,5-B). Comparando com o melhor resultado para a injeção de água após o vapor, Qvapor:37,5-Qh2O-25-B (81,90%), o melhor resultado da injeção interrompida de vapor apresenta 8 pontos percentuais a menos (9,77%), injetando-se 0,76 VP a menos (28,9%). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 156

181 Conclusões e recomendações Análise do VPL na injeção de fluidos alternativos após o vapor Considerando as análises das interações entre os parâmetros operacionais através das superfícies de resposta, foram obtidos os casos que apresentaram o maior VPL para cada combinação de vapor com fluido alternativo. A Figura 5.51 mostra o gráfico VPL versus tempo para os melhores resultados encontrados. Figura Gráfico VPL versus tempo melhores resultados obtidos. Analisando as curvas da Figura 5.51 nota-se que para os três casos a vazão de vapor que retornou o maior VPL foi de 37,5 t/dia, nível de vazão mais elevado estudado (+1), indicando que maiores valores podem resultar num VPL maior ainda. O tempo de retorno, nos três casos, se deu em torno do 4 ano de projeto. A injeção de nenhum fluido alternativo após 8 anos de vapor foi o caso que apresentou maior VPL sendo US$ ,00. Em seguida, a injeção de água (Qh2O = 25 m³std/dia) após 11 anos de vapor com US$ ,00. O detalhe notório é que esta curva está em ascensão enquanto a de vapor sem fluido alternativo está estabilizada indicando que, possivelmente, com Marcos Allyson Felipe Rodrigues 157

182 Conclusões e recomendações maior tempo de análise, o caso da injeção de água após o vapor seria o caso mais viável. Por fim a injeção de metano (Qch4 = 1250 m³std) após 14 anos de vapor com US$ ,74. A curva de VPL da injeção de metano após o vapor mostra que este gás não influenciou para o aumento de rentabilidade do projeto Otimização da injeção de água após o vapor Como visto no início deste estudo, para a configuração operacional base (Qvapor = 25 t/dia) obteve-se que o tempo ótimo de injeção de água após o vapor foi de 11 anos, levando em consideração a produção acumulada líquida. Ao realizar o estudo das iterações entre as variáveis operacionais, pôde ser observado que a vazão de vapor era o parâmetro que mais influenciava na viabilidade econômica do projeto, sendo que um aumento da vazão de vapor aumenta também o VPL. Como foi vista essa tendência de aumento de rentabilidade com o aumento de vazão de vapor, foram estudadas vazões mais elevadas até o instante que se otimizou a função VPL. Também foram analisados diversos tempos onde o vapor foi cessado visando obter o volume ótimo de vapor a ser inserido no sistema. A Tabela 5.12 apresenta os resultados obtidos na busca da condição operacional ótima para o reservatório estudado na injeção de água após o vapor. As linhas destacadas em vermelho indicam o melhor resultado obtido para cada vazão estudada. Para as alternativas de produção, sempre se iniciou o projeto com a injeção de vapor, seguida da injeção de água e, quando houver, a injeção de nenhum fluido alternativo no sistema. Então se interpreta as alternativas da esquerda para a direita, sendo um total de 16 anos de projeto. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 158

183 Conclusões e recomendações Tabela Otimização da injeção de água após o vapor e vapor sem fluido alternativo. Injeção de vapor Injeção de água s/ fluido alternativo Respostas Q vapor tvapor Qh2O tágua ts/fluido Fr VPL VPI máx caso (t/dia) (anos) (m³/dia) (anos) (anos) (%) (US$) ,5 5 1, , ,5 6 1, , ,5 7 1, , ,5 8 1, , ,5 9 2, , ,5 10 2, , ,5 11 2, , ,5 12 2, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5 5 1, , ,5 6 1, , ,5 7 1, , ,5 8 1, , ,5 9 2, , ,5 10 2, , ,5 11 2, , ,5 12 2, , , , , , , , , , , , , , Marcos Allyson Felipe Rodrigues 159

184 Conclusões e recomendações , , , , , , , , De acordo com a Tabela 5.12 nota-se que a configuração operacional ótima para a injeção água após o vapor foi de 5 anos de vapor, a 50 t/dia, seguido de injeção de água (11 anos) resultando em um VPL de US$ ,45. É interessante destacar que esta configuração operacional apresenta os tempos de atuação dos fluidos inversos aos obtidos com a configuração operacional base (11 anos de vapor e 5 anos de injeção de água), com o dobro da vazão de vapor. A injeção interrompida de vapor apresentou como configuração operacional ótima 5 anos de injeção de vapor a 50 t/dia, onde o resultado alcançando foi um VPL de US$ ,99. Este resultado é inferior ao obtido na combinação vapor + água. A Figura 5.52 apresenta as curvas de Valor Presente Líquido versus tempo para o melhor resultado de cada grupo estudado na Tabela 5.12 (resultados em vermelho), para a injeção de água após o vapor e a injeção interrompida de vapor. Também foi inserido o caso 142 onde se injetou 5 anos de vapor, 5 anos de água e 6 anos sem fluido. Este caso foi inserido visto que, a partir do 10 ano de projeto, a curva de VPL fica estabilizada mostrando que não está havendo mais ganho com a injeção de água. Logo é mais viável economicamente cessar a injeção de fluidos nos 6 anos finais de projeto. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 160

185 Conclusões e recomendações Figura Gráfico Valor Presentes Líquido versus Tempo melhores resultados. Observam-se quatro grupos distintos de curvas onde são diferenciadas pela vazão de vapor, levando em consideração o payback do projeto. Mas nota-se também que o payback ao injetar as vazões de 50 ou 60 t/dia a diferença é de poucos meses. Ao final do projeto, a rentabilidade dos projetos com injeção de 50 t/dia é maior que o de 60 t/dia. Devido a essa estabilização de curvas de VPL, a água foi interrompida no 10 e 11 ano de projeto (casos 142 e 143) para tentar melhorar ainda mais as respostas encontradas. Com isso comparando-se o resultado obtido entre o caso 142 (5 anos de injeção de vapor, 5 de injeção de água e 6 sem fluido alternativo) e o caso 114 (5 anos de injeção de vapor e 11 de água), o resultado foi de US$ ,00 contra US$ ,45. Isso significa um aumento de VPL de US$24.255,55, o que representa 1,54%. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 161

186 Conclusões e recomendações Um detalhe a ser considerado é que em nenhuma das duas vazões, 37,5 e 50 t/dia, a injeção interrompida de vapor se mostrou mais rentável do que a injeção de água após o vapor. A Figura 5.53 apresenta curvas de VPL versus Volume poroso injetado, para cada vazão de vapor, montados a partir dos pontos obtidos na Tabela 5.12 na injeção de água após o vapor. Traçaram-se linhas de tendência buscando encontrar as equações que relacionem o volume injetado de vapor com o Valor Presente Líquido. Figura Gráfico Valor Presente Líquido versus Volume Poroso Injetado. De acordo com a Figura 5.53 percebe-se que as três vazões possuem um VPI ótimo muito próximos, em torno de 1,40. A pequena diferença se dá devido ao se injetar com maior vazão, ocorre menor perda de calor para a camada sobrejacente devido à segregação gravitacional do vapor, além do menor tempo de atuação no reservatório. Diante disto pode-se concluir que se obtendo o VPI ótimo, pode-se analisar para qualquer vazão de vapor qual o tempo ótimo de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 162

187 Conclusões e recomendações interrupção para dar início a injeção de água. Conclui-se então que não há um tempo ótimo para a injeção de água após o vapor e sim um volume ótimo, onde este sim indicará o tempo correto de conversão. A Figura 5.54 apresenta as curvas de Fator de recuperação versus tempo de injeção de vapor para as três vazões estudadas. Foi traçada a linha de tendência para fazer uma relação entre o tempo de injeção de vapor e o Fator de recuperação para cada vazão estudada, para ver qual o tempo ótimo de injeção de vapor que maximiza o fator de recuperação. VPLmáx=US$ VPLmáx=US$ VPLmáx=US$ Figura Fator de recuperação versus Tempo de injeção de vapor. Analisando a Figura 5.54 observa-se que os fatores de recuperação máximos obtidos são muito próximos, para as três vazões estudadas. Estes resultados são alcançados para um menor tempo de injeção, quanto maior for a vazão de vapor. Deve-se ressaltar o maior volume diário injetado quanto maior a vazão, mas em termos volumétricos, os valores nos casos ótimos são parecidos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 163

188 Conclusões e recomendações Analisando o Fator de recuperação a partir dos melhores resultados obtidos no VPL, para cada vazão de vapor, percebe-se que em nenhum dos casos o Fator de recuperação é o máximo. Por exemplo, para a vazão de 50 t/dia de vapor o VPL máximo foi obtido com 5 anos de injeção e, vendo o gráfico da Figura 5.54, nota-se que o fator de recuperação é de 77% sendo que com maiores volumes de vapor no sistema obtêm-se resultados de até 82% Estudo da redução de vazão Uma alternativa utilizada para a redução de custos na injeção contínua de vapor é trabalhar com reduções de vazão ao longo do tempo de projeto, com o objetivo de manter a Razão Óleo-Vapor (ROV) em valores considerados viáveis. O que se analisou até agora foram injeções contínuas de vapor com vazões constantes. Como já foi visto a vazão de 50 t/dia é a vazão que apresentou maior retorno econômico em relação às outras estudadas visto que retornou um maior VPL. Foi visto também que o tempo ideal de parada para a inserção do fluido alternativo, para essa vazão, foi no 5 ano de projeto. Então, a partir destas premissas, foram realizados estudos de redução de vazão de vapor para analisar a rentabilidade do projeto. Os casos analisados estão listados na Tabela 5.13 abaixo: Tabela Injeção de vapor com redução de vazão. caso Período (anos) Período (anos) Período (anos) Período (anos) Q vapor = 50 t/dia Q vapor = 25 t/dia Q vapor = 12,5 t/dia Q vapor = 0 t/dia A Tabela 5.13 pode ser entendida lendo da esquerda para a direita, de forma que as vazões são reduzidas ao longo do tempo de projeto. Por exemplo, para o caso 145 a injeção de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 164

189 Conclusões e recomendações vapor é iniciada a 50 t/dia durante 5 anos, seguido de uma redução para 25 t/dia mantida entre o 6 e o 10 ano e, entre o 11 e o 16 ano de projeto, a vazão foi de 12,5 t/dia. acima. A Figura 5.55 apresenta os resultados obtidos em termos de VPL para os 5 casos citados Figura Gráfico VPL versus Tempo Injeção de vapor com redução de vazão. De acordo com a Figura 5.55 observa-se que os melhores resultados foram obtidos para os modelos Qvapor (5anos): 50-Qvapor:12,5 e Qvapor (5anos):50-Qvapor (5anos):12,5-Qvapor:0 obtendo-se um VPL de US$ ,52 e US$ ,72, respectivamente. Este resultado é semelhante ao melhor resultado obtido na injeção de água após o vapor que foi de US$ ,00. É importante lembrar que as respostas são dependentes dos custos considerados para a análise econômica, significando que qualquer variação destes seja na injeção de água ou do Marcos Allyson Felipe Rodrigues 165

190 Conclusões e recomendações vapor, pode fazer com que uma ou outra estratégia de injeção seja mais viável. Para o estudo do VPL realizado neste trabalho, foi considerado que o vapor tem um custo 2,5 vezes maior que a água considerando a mesma massa injetada. Visto a similaridade em termos de VPL que se obteve nos modelos vapor (5 anos) + água (5 anos) + nenhum fluido (6 anos) e redução de vazão de vapor (50 t/dia-12,5 t/dia), conclui-se que é interessante a injeção de água como fluido alternativo. A Figura 5.56 apresenta os resultados obtidos em termos de Fator de recuperação para os 5 casos de redução de vazão de vapor. Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI Injeção de vapor com redução de vazão. Observa-se que o melhor resultado em termos de Fator de recuperação foi de 80,11 para o modelo 50 t/dia-12.5 t/dia, injetando-se um VPI de 2,52. Nem os outros casos em que se injetou um maior volume poroso obtiveram um maior Fator de recuperação. Em comparação com o modelo vapor (5 anos) + água (5 anos) + nenhum fluido (6 anos), apresentou um fator de Marcos Allyson Felipe Rodrigues 166

191 Conclusões e recomendações recuperação 4,05 pontos percentuais a mais, mas visto seu maior custo, o VPL retornou resultados semelhantes. Para se ter ideia do bom desempenho da injeção de vapor seguido por água, em termos de recuperação de óleo, se for analisado o caso 117 da Tabela 5.12 onde é injetado vapor durante 8 anos (50 t/dia) e 8 anos de injeção de água, obteve-se um fator de recuperação de 82,56% injetando 2,56 VPI Análise do VPL máximo em função do VPI para a injeção de vapor seguido de água fria Esta seção visa analisar o VPL máximo em função do VPI para o caso de injeção de água fria após o vapor, considerando variações de parâmetros de reservatório tais como viscosidade do óleo, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e espessura da zona do óleo (localizada no Anexo, seção 8.3). Para as análises tomou-se por base o modelo inicial de viscosidade 738 cp (condições de reservatório), permeabilidade horizontal 1000 md, permeabilidade vertical 100 md e espessura da zona de óleo 20 m. Para este caso, obteve-se um VPL máx de US$ ,89 onde foi injetado vapor durante cinco anos ( 50 t/dia) seguido por água (25 m³std/dia). A Tabela 5.14 apresenta os parâmetros de reservatório e os intervalos analisados, sendo a coluna em vermelho correspondendo ao modelo base. Tabela Variação dos parâmetros de reservatório. Parâmetro de reservatório Valores Viscosidade (cp) Permeabilidade horizontal (md) Permeabilidade vertical (md) Espessura da zona de óleo (m) Marcos Allyson Felipe Rodrigues 167

192 Conclusões e recomendações Vale ressaltar que o estudo foi realizado variando o parâmetro de forma individual, não considerando as interações entre eles. As permeabilidades horizontal e vertical variaram uma independente da outra Influência da variação de viscosidade no VPL máximo Para chegar aos valores de viscosidades indicados na Tabela 5.14, em condições de reservatório, foram modificadas as frações molares dos componentes e pseudocomponentes do óleo. Outro comentário importante é que não foi considerada uma variação no preço do petróleo para efeitos comparativos, sendo este mantido em US$50/bbl em todos os casos. Na prática, o óleo de 1971 cp tem um valor comercial menor do que o de 122 cp, por exemplo, visto que apresenta maior quantidade de frações pesadas que geram produtos de menor valor agregado. A Tabela 5.15 mostra a composição molar dos cinco óleos estudados, considerando seus pseucomponentes. Tabela Fração molar dos pseudocomponentes para cada óleo estudado. Viscosidade do Pseudocomponentes fração molar (%) óleo (cp) CO 2 N 2 C1-C3 IC4-C19 C20-C39 C ,22x10-3 1,80x10-3 9,23x10-2 4,76x10-1 2,68x10-1 1,58x ,22x10-3 1,80x10-3 9,23x10-2 4,76x10-1 1,68x10-1 2,58x ,22x10-3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10-1 4,68x10-1 2,58x ,22x10-3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10-1 4,18x10-1 3,08x ,22x10-3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10-1 3,68x10-1 3,58x10-1 Foi realizada uma otimização da vazão de vapor para cada tipo de óleo analisado, visto que a configuração operacional otimizada obtida na seção 5.5 foi para o reservatório contendo um óleo de viscosidade 738 cp. A mudança neste parâmetro pode acarretar em mudanças na vazão de vapor ótima. O resumo dos melhores resultados obtidos na análise da viscosidade do óleo encontra-se na Tabela 5.16, onde são apresentados todos os casos estudados. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 168

193 Conclusões e recomendações Tabela Resumo dos resultados obtidos variação de viscosidade. t vapor Fr tvpl-max caso µ o Qvapor otm VPIvapor VPLmáx tvpl-máx Fr Final (cp) (t/dia) (anos) (US$) (anos) (%) (%) , ,09 72, , ,83 79, , ,11 83, , ,51 85, , ,01 86, , ,63 86, , ,70 86, , ,72 86, , ,67 58, , ,82 72, , ,93 77, , ,01 80, , ,00 81, , ,42 82, , ,57 82, , ,65 82, , ,06 44, , ,56 63, , ,02 72, , ,56 77, , ,62 80, , ,58 80, , ,26 34, , ,88 57, , ,32 67, , ,26 74, , ,78 76, , ,81 78, , ,16 79, , ,22 32, , ,18 43, , ,77 59, , ,90 67, , ,78 70, , ,24 72, , ,51 73,40 Marcos Allyson Felipe Rodrigues 169

194 Conclusões e recomendações De acordo com a Tabela 5.16 observa-se que os modelos de reservatório contendo óleo de 122, 326 e 738 cp (caso base) possui uma vazão ótima de 50 t/dia, sendo que quanto mais leve o óleo menos vapor é necessário para se obter o VPL máximo. Já para os reservatórios contendo os óleos mais pesados, 1274 e 1971 cp, a vazão ótima encontrada foi de 60 t/dia. Considerando o aumento da viscosidade do óleo, obteve-se um aumento do VPI de vapor ótimo e redução do VPL máximo e do Fator de recuperação final. A Figura 5.57 apresenta o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI de vapor para as 5 viscosidades estudadas. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada para um polinômio de 4 grau. Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor viscosidade do óleo. Como pode ser notado na Figura 5.57, quanto mais viscoso o óleo do reservatório menor o Valor Presente Líquido máximo. Para o caso de viscosidade do óleo de 122 cp tem-se o melhor resultado US$ ,79 injetando 0,98 VP de vapor (caso 150) e para o óleo mais pesado, Marcos Allyson Felipe Rodrigues 170

195 Conclusões e recomendações 1971 cp, obteve-se um VPL max de US$ ,87, injetando um VP de 1,95 (caso 181). Observa-se que considerando os casos mais extremos, tem-se um VPL 3,43 vezes maior para o melhor caso obtido na análise do modelo de reservatório contendo o óleo de 122 cp. Isto mostra a grande sensibilidade do Valor Presente Líquido à viscosidade. Para se ter uma ideia, considerando um VPI de vapor 1,3 têm-se os seguintes resultados: US$ ,38 para o modelo de 122 cp; US$ ,74 para o de 326 cp; US$ ,73 para o modelo base; em torno de US$ ,00 para uma viscosidade de 1274 cp e aproximadamente US$400.00,00 para o caso de 1971 cp. Isto mostra que para inserção de um volume fixo de vapor no reservatório seguido por água, tem-se que quanto mais viscoso o óleo menor a rentabilidade do projeto. Do ponto de vista de comportamento das curvas, percebe-se que são semelhantes apresentando duas fases: tem uma forte ascensão até o caso de VPL max e depois declina suavemente. O comportamento inicial é explicado pelo volume de vapor necessário para o deslocamento do banco de óleo aquecido para o poço produtor. Logo o VPL sai de valores relativamente baixos e tem uma rápida ascensão quando o óleo aquecido é produzido (à medida que mais vapor é injetado no reservatório, mais energia para o deslocamento dos fluidos). Prosseguindo com o aumento do volume de vapor injetado chega o momento em que é atingido o VPL max, ponto em que se encontra a melhor relação injeção vapor-água. Aumentando ainda mais o volume de vapor no reservatório, a curva de VPL começa apresentar um declínio suave indicando que é mais viável inserir água no reservatório a prosseguir com o vapor. O motivo da suavidade do declínio é que o vapor é mais caro que a água, sendo que os dois fluidos mantém produções semelhantes. Isso pode ser observado analisando a curva, por exemplo, de 1274 cp: injetado 1,56 VPI de vapor tem-se um VPLmáx de US$ ,44 (caso 173). Ao se injetar 3,13 VPI de vapor obteve-se um VPLmáx de US$ ,64 (caso 177), mostrando que ao dobrar o volume de vapor a queda no Valor Presente Líquido foi de quase 20%. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 171

196 Conclusões e recomendações Outro detalhe importante é que o tipo de óleo apresentou influência na chegada do banco de óleo aquecido sendo que quanto mais pesado o óleo do reservatório, maior será o volume de vapor necessário para depois ser substituído pela água fria, para maximizar o VPL no processo. O que diferencia é justamente o maior percentual de frações pesadas no óleo de maior viscosidade, que acarreta em maior dificuldade de deslocamento no meio poroso. A Figura 5.58 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em função do VPI de vapor para as cinco viscosidades estudadas. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio de 3 grau. Figura Gráfico Fator de Recuperação versus VPI de vapor viscosidade do óleo. O Fator de recuperação final para os cinco tipos de óleo estudados e considerando o VPI de vapor, se aproximam à medida que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório, como podem ser notados na Figura Para se ter uma ideia, considerando 0,98 VPI de vapor o modelo de reservatório que contém o óleo de 122 cp apresentou um fator de recuperação de 79,90% (caso 150), enquanto o modelo de 1971 cp em torno de 39% (caso 181). Uma diferença Marcos Allyson Felipe Rodrigues 172

197 Conclusões e recomendações de 104,87% entre esses dois casos sendo que, para os outros tipos de óleo, os valores do Fator de recuperação ficam dentro deste intervalo. Analisando um VPI de vapor de 2,61 o modelo de reservatório que contém o óleo de 122 cp retornou um fator de recuperação de 86,91% enquanto o modelo de 1971 cp aproximadamente 73%, diferença de 19%. Diante do que foi comentado encontra-se a explicação da diferença do VPL entre os modelos: o volume de óleo produzido, no caso do reservatório de óleo com menor viscosidade, ocorre principalmente nos primeiros anos de projeto. A diferença anual de produção de óleo é considerável entre os modelos de maior e menor viscosidade no início da produção. Como foi visto, para 0,98 VPI de vapor a recuperação de óleo para o caso de menor viscosidade foi de 79,90% e ao se injetar 2,61 VPI, a recuperação final foi de 86,91%, um aumento de 200% no volume injetado retornando um aumento de quase 9% na produção. Para o caso de maior viscosidade tem-se uma recuperação de óleo próxima a 39% para 0,98 VPI de vapor e ao se injetar 2,61 VPI, em torno de 73%. Assim, para um aumento de 200% no volume injetado aumenta-se a produção de óleo em 87%. Nas análises econômicas realizadas, para diferentes tempos de vapor injetado obtiveramse tempos de VPL máx do projeto diferentes, significando que a partir desta data o fluxo de caixa é negativo reduzindo o VPL. Este detalhe é importante para o nosso estudo visto que após atingir o tempo de VPL max pode-se cessar a injeção de água e deixar produzir de forma natural. As vantagens com isso é que além da redução de custo ao cessar a injeção de água haverá uma menor produção deste fluido. De fato isso não impacta tanto no VPL visto que a parada da injeção de água ocorre do meio para o fim do projeto, mas a obtenção deste tempo pode trazer um aumento de rentabilidade. A Figura 5.59 apresenta o gráfico Tempo de VPL máx em função do Tempo de injeção de vapor. Para esta análise foram considerados os modelos de reservatórios com óleo de 122 e 1971 cp. As barras vêm acompanhadas do VPLmáx obtido para cada caso. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 173

198 Conclusões e recomendações Figura Tempo de VPL máx versus Tempo de injeção de vapor. Observando o comportamento das barras percebe-se que os modelos em que se injeta vapor do segundo ao quinto ano o tempo de VPL máx diminui para os dois óleos estudados. A diferença é que para o óleo de 122 cp o tempo de VPL máx ocorre antes do que no modelo de 1971 cp. Como comentado anteriormente, em termos econômicos, pode-se cessar a injeção de água nestes períodos visto que não é mais viável mantê-las. Já nos modelos em que se injeta vapor do sexto ano até o oitavo percebe-se que o tempo de VPL máx aumenta para os dois casos, sendo que sempre tem maiores tempos para o caso de 1971 cp Influência da variação de permeabilidade horizontal no VPL máximo A Tabela 5.17 apresenta o resumo dos resultados obtidos para a variação da permeabilidade horizontal onde mostra todos os casos estudados. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 174

199 Conclusões e recomendações Tabela Resumo dos resultados obtidos variação de permeabilidade horizontal. caso K h t vapor VPI VPLmáx tvpl-máx Fr tvpl-máx Fr vapor (md) (anos) (US$) (anos) (%) (%) , ,18 55, , ,24 71, , ,24 77, , ,13 80, , ,31 82, , ,49 83, , ,58 50, , ,00 68, , ,21 76, , ,48 79, , ,02 81, , ,44 82, , ,06 44, , ,56 63, , ,02 72, , ,56 77, , ,62 80, , ,58 81, , ,24 41, , , ,27 66, , ,96 72, , ,90 75, , ,59 77, , ,58 78,68 De acordo com a Tabela 5.17, percebe-se que com a redução da permeabilidade vertical, há uma tendência de aumento do VPI ótimo, redução do VPL máximo e do Fator de recuperação. Comparando com a Tabela 5.16, nota-se a maior sensibilidade do VPL em relação à viscosidade do óleo do que a permeabilidade horizontal. A Figura 5.60 mostra o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI de vapor para os modelos de reservatório considerando as quatro permeabilidades horizontais listadas na Tabela Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio do 4 grau. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 175

200 Conclusões e recomendações Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor permeabilidade horizontal. Fazendo uma análise da Figura 5.60 percebe-se que quanto maior a permeabilidade horizontal do reservatório, maior a viabilidade econômica do projeto de injeção de vapor e água. Para o caso de permeabilidade horizontal de 2000 md tem-se o maior VPL, sendo de US$ ,08 injetando 1,30 VP de vapor (caso 187). Já para o modelo de reservatório com menor permeabilidade horizontal, 500 md, obteve-se um VPL max de US$ ,43 injetando um VP de 1,66 (caso 205). Considerando os casos mais extremos tem-se um VPL 1,62 vezes maior para o caso de maior permeabilidade horizontal. Esta diferença só não é menor porque a curva de 500 md foge um pouco das outras três curvas, que se encontram mais próximas. Considerando um VPL de US$ ,00, teve que se injetar aproximadamente: 0,70 VPI (2000 md), 0,75 VPI (1500 md), 0,80 VPI (1000 md) e 1,30 VPI (500 md). Estes valores mostram que para se obter um VPL de US$ ,00, quanto mais permeável o reservatório menor o volume de vapor necessário. Isto pode se explicado pela equação de Darcy, onde se percebe que a velocidade é diretamente proporcional à permeabilidade. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 176

201 Conclusões e recomendações Em relação ao comportamento das curvas de VPL máximo versus VPI variando a permeabilidade horizontal, percebe-se que são semelhantes às traçadas no estudo da viscosidade do óleo. Logo as considerações feitas para a viscosidade do óleo valem para a permeabilidade horizontal. Outro detalhe relevante é que, como esperado, a permeabilidade horizontal apresentou influência considerável na chegada do banco de óleo ao poço produtor sendo bem notória a diferença de ascensão das curvas de 2000 (mais cedo) md e a de 500 md (mais tarde). As curvas de 1500 md e 1000 md tem um tempo de chegada próximo ao caso onde o reservatório apresenta uma permeabilidade de 2000 md. A Figura 5.61 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em função do VPI de vapor para as quatro permeabilidades horizontais consideradas. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio de 3 grau. Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor permeabilidade horizontal. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 177

202 Conclusões e recomendações Assim como na análise da viscosidade do óleo, os Fatores de recuperação final para os modelos de reservatório que apresentam permeabilidades horizontais distintas se aproximam, considerando os modelos em que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório, como pode ser notado na Figura Para os modelos em que o vapor é injetado durante 3 anos (0,98 VP), o modelo de reservatório que possui permeabilidade horizontal de 2000 md apresentou um Fator de recuperação de 71,26% (caso 186), enquanto o modelo de 500 md 41,24% (caso 203). Uma diferença de 72% entre esses dois casos sendo que, para as outras permeabilidades, os valores de fator de recuperação ficam dentro deste intervalo. Analisando os modelos em que o vapor é injetado durante 7 anos (aproximadamente 2,30 VPI), o modelo de reservatório que possui permeabilidade de 2000 md (caso 207) retornou um Fator de recuperação de 83,15% enquanto o modelo de 500 md (caso 190) 77,58%, diferença de 7%. O ponto chave que impacta no VPL é a receita adquirida nos primeiros anos de projeto. A Figura 5.62 apresenta um comparativo, em termos de vazão de óleo, entre os modelos de reservatório que apresentam permeabilidade horizontal 2000 e 500 md, nos casos em que foram injetados vapor durante 5 e 7 anos de projeto. Figura Gráfico Vazão de óleo versus Tempo Permeabilidade horizontal. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 178

203 Conclusões e recomendações Analisando o comportamento das curvas de vazão de óleo para os modelos de reservatório com permeabilidade horizontal 500 e 2000 md, observa-se que o banco de óleo aquecido chega ao poço produtor no 2 ano de projeto, para o caso do modelo de maior permeabilidade, e no 3 ano para o modelo de 500 md, como pode ser observado na Figura Outro detalhe importante é o pico de vazão de óleo que é de 37 m³std/dia, para o modelo de 2000 md, e 29 m³std/dia para o caso de menor permeabilidade horizontal, indicando uma maior produção de óleo para o modelo de reservatório mais permeável. Estes detalhes explicam a influência da Permeabilidade horizontal no Valor Presente Líquido. Prosseguindo a análise do comportamento das 4 curvas apresentadas, um detalhe chama a atenção: no tempo em que a água começa a ser injetada no reservatório, começa a haver um aumento de produção, modificando a tendência de declínio nas curvas como pode ser notado nos destaques em amarelo da Figura Isto mostra o ganho de produção com a injeção de água a um menor custo em relação ao vapor Influência da Permeabilidade Vertical no VPL máximo. A Tabela 5.18 apresenta o resumo dos resultados obtidos para a permeabilidade vertical, onde mostra todos os casos estudados. Percebe-se a pouca sensibilidade do VPL máximo e do fator de recuperação em relação à permeabilidade vertical Marcos Allyson Felipe Rodrigues 179

204 Conclusões e recomendações Tabela Resumo dos resultados obtidos variação da permeabilidade vertical. caso Kv t vapor VPLmáx tvpl-máx Fr VPIvapor tvpl-máx Fr (md) (anos) (US$) (anos) (%) (%) , ,53 60, , ,09 70, , ,00 76, , ,31 79, , ,78 81, , ,56 63, , ,02 72, , ,56 77, , ,62 80, , ,58 81, , ,57 64, , ,79 74, , ,10 78, , ,03 80, , ,81 82, , ,09 64, , ,92 74, , ,82 78, , ,19 81, , ,84 82, , ,03 62, , ,53 74, , ,31 78, , ,75 81, , ,89 82,71 A Figura 5.63 apresenta o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI de vapor para os modelos de reservatório considerando as cinco permeabilidades verticais listadas na Tabela Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada para um polinômio do 4 grau. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 180

205 Conclusões e recomendações Figura Gráfico VPL versus VPI de vapor Permeabilidade vertical. Como pode ser percebido na Figura 5.63, o VPL é pouco influenciado pela variação de permeabilidade vertical. Os resultados foram muito próximos considerando o mesmo volume de vapor injetado, independentemente da permeabilidade vertical analisada. A principal explicação para isto é que devido o reservatório possuir 20 m, a segregação gravitacional não foi tão atuante. Provavelmente, para um reservatório com maior espessura de zona de óleo, o parâmetro permeabilidade vertical apresente maior influência. Para se ter uma ideia da proximidade dos resultados, considerando um VPI de vapor em torno de 1,3 tem-se os seguintes resultados: US$ ,14 (50 md); US$ ,73 (100 md); US$ ,22 (200 md); US$ ,59 (400 md) e US$ ,66 (500 md). Isto mostra que para a injeção de um volume fixo de vapor no reservatório seguido por água, não se tem uma linearidade de resultados, ou seja, para a injeção de 1,3 VP o VPL aumenta com o aumento da permeabilidade vertical do reservatório até o modelo de K v =200 md, e depois diminui para os modelos de reservatório que apresentam permeabilidade vertical de 400 e 500 md. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 181

206 Conclusões e recomendações As curvas de VPL em função de VPI também mostram que a permeabilidade vertical não influenciou na chegada do banco de óleo ao poço produtor, sendo que as curvas começam a ascender com volumes de vapor semelhantes em todos os casos. A Figura 5.64 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em função do VPI de vapor para as cinco permeabilidades verticais analisadas. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio de 3 grau. Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor permeabilidade vertical. Analisando as curvas de fator de recuperação em função do VPI de vapor percebe-se que para um determinado volume de vapor injetado o fator de recuperação, independente da permeabilidade vertical, apresentam resultados semelhantes. Os Fatores de recuperação final para os modelos de reservatórios contendo os cinco valores de permeabilidades verticais analisadas, se aproximam cada vez mais à medida que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório como pode ser notado na Figura Marcos Allyson Felipe Rodrigues 182

207 Conclusões e recomendações Para os casos em que o vapor é injetado durante três anos (em torno de 0,94 VPI), o modelo de reservatório que possui permeabilidade vertical de 50 md (caso 209) apresentou um Fator de recuperação de 60,77%, enquanto o modelo de 500 md (caso 229) 62,03%. Uma diferença de 2% entre esses dois casos sendo que para os modelos contendo outros valores de permeabilidade vertical, os valores de fator de recuperação ficam dentro deste intervalo. Analisando os modelos em que o vapor é injetado durante sete anos (em torno de 2,20 VPI), o modelo de reservatório que possui permeabilidade de 50 md (caso 213) atingiu um fator de recuperação de 81,49% enquanto o modelo de 500 md (caso 233) 82,71%, diferença de 1,5%. Logo, comparando diferentes tempos de parada da injeção de vapor, não há uma mudança considerável no Fator de recuperação para os modelos estudados Considerações finais O estudo mostra que é possível reduzir a dependência do vapor através da combinação com fluidos de menor valor comercial, onde para o reservatório estudado a água se apresentou como a melhor opção, mantendo os níveis de produção de óleo. Isto faz com que aumente a rentabilidade dos projetos de explotação de reservatórios de óleos pesados. Os resultados apresentados confirmaram o grande potencial da água como fluido alternativo ao vapor, especialmente em relação às características relacionadas aos reservatórios de óleo pesado. Foi possível perceber que para o bom desempenho do método, é importante a obtenção da cota ótima de vapor antes da injeção de água e que cada reservatório possui suas particularidades, assim sendo, possui diferentes volumes ótimos. O sucesso ocorreu devido a integração dos benefícios intrínsecos de cada um dos métodos, fomentando a recuperação do óleo e possibilitando a aplicação economicamente viável da injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 183

208 Conclusões e Recomendações

209 Conclusões e recomendações 6. Conclusões Nesta seção são apresentadas as principais conclusões obtidas deste trabalho e algumas recomendações para trabalhos futuros. Nenhum dos gases utilizados como fluido alternativo ao vapor apresentou maior produção acumulada líquida de óleo em relação à injeção contínua de vapor, para o modelo de reservatório e condições estudadas; Quando utilizado gases como fluido alternativo ao vapor, o resultado máximo obtido para a produção acumulada líquida de óleo foi o mesmo, mostrando que o tipo de gás não apresentou influência na resposta; Para o caso de injeção de gás após o vapor, este fluido ao entrar em contato com o óleo aquecido esfria a área aquecida pelo vapor, aumentando a viscosidade do óleo, dificultando seu deslocamento no meio poroso; Na coinjeção de vapor e gás ocorre uma maior expansão da câmara de vapor em relação à injeção contínua de vapor, mas ao final do projeto, observa-se que as áreas varridas nos dois casos são similares implicando em resultados de produção semelhantes, não justificando o custo adicional do gás; Na injeção alternada de vapor e gás, ao inserir o gás em temperatura ambiente no reservatório, este desfaz a câmara de vapor tornando a forma de injeção ineficiente devido ao deslocamento lento do banco de óleo aquecido; A injeção de água após o 11 ano de vapor foi o modelo que apresentou uma maior produção acumulada líquida de óleo, na injeção combinada destes fluidos, resultado melhor que a injeção contínua de vapor aplicado ao modelo de reservatório estudado; Marcos Allyson Felipe Rodrigues 185

210 Conclusões e recomendações A injeção de água após o vapor apresenta o benefício do bom deslocamento do óleo aquecido em curto prazo onde com o passar do tempo e a troca de calor, o óleo esfria, aumentando a viscosidade, e começa a dificultar seu deslocamento no meio poroso; Para o caso de injeção de vapor sem fluido alternativo, o melhor resultado obtido foi cessar o vapor após 8 anos de injeção em termos de produção acumulada líquida de óleo, resposta melhor que a injeção contínua de vapor para o modelo de reservatório estudado; A análise de sensibilidade mostrou que a vazão de vapor é o parâmetro que mais apresenta influência no VPL, para qualquer um dos fluidos alternativos estudados junto ao vapor; A vazão de gás não apresentou influência significativa no Valor Presente Líquido; Entre os intervalos canhoneados estudados, o canhoneio na base apresentou melhores resultados em termos de VPL, devido a maior eficiência térmica em relação às outras formas; Considerando a injeção de um banco de água quente antes da injeção de água fria, observou-se que o resultado mais atrativo foi injetar um VPI de 0,81 (5 anos), aumentando o fator de recuperação em 2,83% em relação ao caso de injeção de água fria após 5 anos de vapor; A injeção de água após o vapor foi o modelo que apresentou maior VPL entre todos os fluidos alternativos estudados; Após a otimização da vazão de injeção de vapor, observou-se que há um volume ótimo a ser injetado no sistema para cessá-la e iniciar a injeção de água sendo que, para o modelo de reservatório estudado, foi em torno de 1,4 VPI. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 186

211 Conclusões e recomendações O modelo otimizado da injeção de água após o vapor, em termos de VPL, foi 5 anos de injeção de vapor, 5 anos de injeção de água e 6 anos sem injeção de fluidos sendo o resultado US$ ,00; O modelo otimizado considerando uma redução da vazão de vapor ao longo do tempo, em termos de VPL, foi iniciar o projeto com vazão de 50 t/dia durante 5 anos e depois reduzi-la para 12,5 t/dia até o final ( ¼ de five spot), obtendo US$ ,52. Analisando a variação da viscosidade do óleo no modelo base observou-se que para um determinado VPI de vapor no sistema, quanto mais viscoso o óleo menor o VPL e o fator de recuperação; Para a variação da viscosidade do óleo e mantendo os outros parâmetros de reservatório fixos, a vazão de vapor ótima variou em relação ao modelo base para os casos onde os modelos de óleo utilizados foram mais pesados; Considerando a variação da permeabilidade horizontal da rocha reservatório no modelo base percebeu-se que para um determinado VPI de vapor no sistema, quanto maior a permeabilidade, maior o VPL e o Fator de recuperação; Com a variação da permeabilidade vertical da rocha reservatório no modelo base constatou-se que este parâmetro não apresentou influência significativa no VPL e no Fator de recuperação; Marcos Allyson Felipe Rodrigues 187

212 Conclusões e recomendações 6.1. Recomendações Estudar a injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios inclinados onde favoreçam a injeção do gás, por exemplo; Analisar um modelo de reservatório onde se possa injetar um fluido miscível após a injeção contínua de vapor, buscando mensurar os ganhos obtidos com a redução da tensão interfacial; Estudar a injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios que apresentem heterogeneidades; Ampliar o estudo da água como fluido alternativo ao vapor para diferentes esquemas de injeção, buscando maximizar os benefícios da injeção de água; Realizar uma análise econômica para os casos onde apresentam a água quente como fluido injetado após o vapor; Analisar o VPI ótimo de vapor considerando outros parâmetros de reservatório diferentes dos estudados neste trabalho como porosidade, capa de gás, presença de aquífero, entre outros; Realizar uma otimização da vazão de vapor para diferentes espessuras da zona de óleo e compará-las com o resultado obtido neste trabalho; Estudar a injeção de flue gas como fluido alternativo ao vapor; Realizar uma análise da injeção de gás carbônico antes da injeção de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 188

213 Referências Bibliográficas

214 Referências bibliográficas 7. Referências Bibliográficas ALBOUDWAREJ, H.; FELIX, J.; TAYLOR, S. Highlighting heavy. Oilfield Review. p.34-53, Junho de Disponível em: http// acessado em junho de Agência Petrobras. Vaporduto inaugurado ampliará produção em campos do RN. Janeiro de 2010.Disponível em: acessado em julho de ALVARADO, D. A.; BANZÉR, C. Recuperatión Térmica de Petróleo. Caracas, Disponível em: http// Acessado em maio de AULT, J. W.; JOHNSON, W. M.; KAMILOS, G. N. Conversion of Mature Steamfloods to Low- Quality Steam and/or Hot-Water Injection Projects. Society of Petroleum Engineers : Março, BAGCI, A. S.; GUMRAH, F. Effects of CO 2 and CH 4 Addition to Steam on Recovery of West Kozluca Heavy Oil. Society of Petroleum Engineers : Março, BARILLAS, J. L. M. Estudo do processo de drenagem gravitacional de óleo com injeção contínua de vapor em poços horizontais f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós- Graduação em Engenharia Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. BARROS B. NETO; SCARMINIO I. S.; BRUNS R. E. Como fazer experimentos. 2. Ed. São Paulo: UNICAMP, BAUTISTA, E. V. Análise Paramétrica da Simulação Composicional do Processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Gás f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. BAUTISTA, L. S.; FRIEDMANN F. Water-Alternating Steam Process (WASP) Alleviates Downdip Steam Migration in Cymric Field. Society of Petroleum Engineers : Abril, Marcos Allyson Felipe Rodrigues 190

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216 Referências bibliográficas HUTCHINSON, H. L.; SHIRAZI, M. Experimental Study of Coinjection of Steam with Air or Other Coinjections into Asphalt Tar Sands. Society of Petroleum Engineers : Maio, LACERDA, J. A. Apostila do Curso de Métodos Térmicos Analíticos. Outubro, Natal. MELDAU, R. F.; SHIPLEY, R. G.; COATS, K. H. Cyclic Gas/Steam Stimulation of Heavy-Oil Wells. Journal of Petroleum Technology Outubro, NAVIEIRA, L. P. Simulação de Reservatórios de Petróleo Utilizando o Método de Elementos Finitos para a Recuperação de Campos Maduros e Marginais f. Dissertação (Mestrado em Ciências e Engenharia Civil) Programa de Pós-Graduação de Engenharia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, COOPE, Rio de Janeiro. PERUPETRO. Understanding heavy oil. Peru, Disponível em: Acessado em junho de PRATS, M. Thermal Recovery. Monograph volume 7. Society of Petroleum Engineers. Richardson, Texas U.S.A.: Henry L. Doherty Memorial Series, QUEIROZ, G. O. Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatórios de óleo pesado f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. RAMLAL, V.; SINGH, K. S. Success of Water-Alternating-Steam-Process for Heavy Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers : Março, ROCHA, W. S., RIBEIRO, R. A., MARQUES, J. A. V. C., Participações Governamentais da Indústria do Petróleo e Gás Natural e as Demonstrações Contábeis, IV PDPETRO, Campinas, São Paulo, RODRIGUES, M. A. F. Estudo paramétrico da segregação gravitacional na injeção contínua de vapor f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) Centro de Ciências Exatas e da Terra, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. ROSA, A. J.; Carvalho, R. S.; Xavier, J. A. D. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, SCHIOZER, D. J.; PAIVA, R. F. Texto Auxiliar para simulação numérica de reservatórios. 75 f. Faculdade de Engenharia Mecânica, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Marcos Allyson Felipe Rodrigues 192

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218 Anexos

219 Anexos 8. Anexos 8.1. Injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor Na Tabela 8.1 são mostrados os resultados encontrados para a produção acumulada de óleo, fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de vapor e nitrogênio, considerando as três formas de injeção e os diversos tempos estudados. Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e nitrogênio Produção de óleo e água caso Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std) Fr (%) Wp (m³std) 1 contínua de vapor 16 anos 2, , após 15 anos 2, ,66 74, , após 14 anos 2, ,79 73, , após 13 anos 2, ,14 72, , após 12 anos 1, ,23 71, , após 11 anos 1, ,01 69, , coinjetada 14 anos 2, ,20 69, , coinjetada 13 anos 2, ,29 69, , coinjetada 15 anos 2, ,51 69, , coinjetada 16 anos 2, ,74 68, , coinjetada 12 anos 1, ,73 68, , após 10 anos 1, ,21 67, , coinjetada 11 anos 1, ,35 67, , após 9 anos 1, ,00 65, , coinjetada 10 anos 1, ,02 64, , após 8 anos 1, ,94 62, , alternada 8 anos 1, ,94 62, , coinjetada 9 anos 1, ,46 62, , coinjetada 8 anos 1, ,80 59, , alternada 7 anos 1, ,12 54, , após 7 anos 1, ,54 53, , coinjetada 7 anos 1, ,45 50, , alternada 5 anos 1, ,39 44, , alternada 4 anos 1, ,70 43, , alternada 6 anos 1, ,88 40, ,02 Marcos Allyson Felipe Rodrigues 195

220 Anexos 258 alternada 3 anos 1, ,96 38, , alternada 2 anos 1, ,68 36, , alternada 3 meses 1, ,67 33, , alternada 6 meses 1, ,46 30, , alternada 1 ano 1, ,45 29, , após 6 anos 0, ,34 24, , coinjetada 6 anos 0, ,42 18, , após 5 anos 0, ,64 17, , após 4 anos 0, ,42 13, , coinjetada 5 anos 0, ,02 10, , após 3 anos 0, ,70 10, , após 2 anos 0, ,96 9, , após 1 ano 0, ,75 8, , coinjetada 4 anos 0, ,70 8, , coinjetada 3 anos 0, ,45 7, , coinjetada 2 anos 0, ,89 7, , coinjetada 1 ano 0, ,89 7, ,95 A Figura 8.1 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada líquida de óleo para cada forma de injeção de vapor e nitrogênio. Os resultados são similares aos obtidos com o metano já que os dois fluidos foram injetados com a mesma vazão e trata-se de uma injeção de gás imiscível. Como pode ser observado, o melhor resultado (N pliq máximo) foi obtido na injeção de metano após 14 anos de injeção de vapor (caso 235). Para as outras formas de injeção temos que, de forma alternada, o melhor resultado foi obtido quando a alternância entre vapor e N 2 foi de 8 anos (caso 249) com resultado em torno de m³std. Já coinjetado, o melhor resultado foi obtido quando os fluidos atuaram por 11 anos, resultando num resultado próximo a 5000 m³std (caso 245). Marcos Allyson Felipe Rodrigues 196

221 Anexos Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e nitrogênio A Figura 8.2 apresenta as curvas de Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para os melhores resultados obtido na injeção nitrogênio como fluido alternativo ao vapor. Analisando as curvas, observa-se que o melhor resultado em termos de Fator de recuperação foi obtido quando o nitrogênio foi injetado após 14 anos de vapor, onde o fator de recuperação final foi em torno de 75%. Este valor é semelhante ao melhor resultado obtido da injeção de vapor e metano, além da injeção contínua de vapor. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 197

222 Anexos Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e nitrogênio. Nota-se que os resultados obtidos com o nitrogênio são similares aos obtidos com o metano em termos de Fator de recuperação. É importante perceber que quando se injeta de forma alternada, imaginam-se os resultados apresentando o mesmo volume poroso injetado, acontece que ao se atingir a pressão máxima do poço injetor (condição de contorno), acarreta numa redução de vazão para não ultrapassar o valor de 1044 psi Injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor A Tabela 8.2 mostra os resultados obtidos das simulações para o estudo da injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor aplicado ao modelo de reservatório base. Nesta Marcos Allyson Felipe Rodrigues 198

223 Anexos Tabela 8.2 é exibido o volume poroso injetado de vapor, o volume de óleo produzido, a recuperação de óleo ao final do projeto e a produção de água. Tabela Resultados obtidos na injeção de vapor e gás carbônico Produção de óleo e água. caso Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std) Fr (%) Wp (m³std) 1 contínua de vapor 16 anos 2, , após 15 anos 2, ,38 74, , após 14 anos 2, ,98 74, , após 13 anos 2, ,04 73, , após 12 anos 1, ,38 72, , coinjetada 14 anos 2, ,30 71, , coinjetada 15 anos 2, ,69 71, , coinjetada 16 anos 2, ,48 71, , coinjetada 13 anos 2, ,57 71, , coinjetada 12 anos 1, ,06 70, , após 11 anos 1, ,71 70, , coinjetada 11 anos 1, ,63 69, , após 10 anos 1, ,02 68, , coinjetada 10 anos 1, ,05 67, , após 9 anos 1, ,07 65, , coinjetada 9 anos 1, ,10 65, , alternada 8 anos 1, ,45 62, , após 8 anos 1, ,45 62, , coinjetada 8 anos 1, ,98 62, , coinjetada 7 anos 1, ,07 58, , alternada 3 anos 1, ,28 56, , alternada 2 anos 1, ,16 52, , alternada 4 anos 1, ,22 51, , alternada 1 ano 1, ,62 50, , coinjetada 6 anos 0, ,07 50, , alternada 6 meses 1, ,09 49, , alternada 3 meses 1, ,18 48, , alternada 5 anos 1, ,71 43, , alternada 6 anos 1, ,47 43, , alternada 7 anos 1, ,50 34, , após 6 anos 0, ,35 32, , após 5 anos 0, ,62 31, , coinjetada 5 anos 0, ,41 30, , após 7 anos 1, ,54 29, ,66 Marcos Allyson Felipe Rodrigues 199

224 Anexos 308 coinjetada 4 anos 0, ,38 23, , após 3 anos 0, ,24 22, , após 4 anos 0, ,24 21, , coinjetada 3 anos 0, ,06 20, , após 2 anos 0, ,92 19, , coinjetada 2 anos 0, ,36 17, , após 1 ano 0, ,52 17, , coinjetada 1 ano 0, ,13 14, ,81 A Figura 8.3 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada líquida de óleo para cada forma de injeção de vapor e gás carbônico. Os resultados são similares aos obtidos nos outros dois casos. O melhor resultado, N pliq máximo, foi obtido na injeção de gás carbônico após 14 anos de injeção de vapor (caso 276). Para as outras formas de injeção temos que, de forma alternada, o melhor resultado foi obtido quando a alternância entre vapor e CO 2 foi de 8 anos (caso 290) com resultado em torno de m³std. Quando coinjetado, o melhor resultado foi obtido quando os fluidos atuaram por 12 anos (caso 283), resultando num resultado próximo a 4500 m³std. Figura Produção acumulada líquida de óleo versus tempo injeção de vapor e gás carbônico. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 200

225 Anexos A Figura 8.4 mostra as curvas de Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para os melhores resultados obtido na injeção gás carbônico como fluido alternativo ao vapor. Analisando as curvas, percebe-se que os melhores resultados em termo de Fator de recuperação foram obtidos quando o gás carbônico foi injetado após o vapor durante 1 ou 2 anos (casos 275 e 276) onde o Fator de recuperação ficou em torno de 75%, valores similares aos resultados obtidos com os outros dois gases estudados. Figura Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado Injeção de vapor e gás carbônico. Assim como na injeção de vapor e nitrogênio, ao se injetar de forma alternada, foi atingida a pressão máxima do poço injetor de 1044 psi, o que acarretou na injeção de volumes diferentes nos casos de alternância em 4 e 8 anos. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 201

226 Anexos 8.3. Influência da variação de espessura da zona de óleo no VPL máximo. Diferentemente do caso da permeabilidade horizontal e vertical, para a espessura da zona de óleo não se pode afirmar que a vazão de 50 t/dia de vapor seria a ótima. Isto porque ao alterar a espessura do reservatório, altera-se a geometria do reservatório, com consequentes mudanças nos volumes de fluidos contidos no reservatório. O comportamento do vapor no reservatório se altera com a mudança de espessura. Para um reservatório de menor espessura que o modelo base provavelmente a vazão ótima seria menor e para o caso de uma maior espessura, a vazão ótima tenderia a aumentar. Mesmo assim resolveu-se analisar a espessura do reservatório com a vazão de vapor ótima encontrada para o modelo base, visto que os resultados foram interessantes. O resumo dos resultados obtidos para a análise da espessura da zona de óleo encontra-se na Tabela 8.3, onde são mostrados todos os casos estudados. Tabela Resumo dos resultados obtidos variação da espessura da zona de óleo. H o t vapor VPLmáx tvpl-máx Fr VPIvapor tvpl-máx Fr (m) (anos) (US$) (anos) (%) (%) , ,72 42, , ,89 61, , ,41 67, , ,11 72, , ,33 45, , ,16 64, , ,06 72, , ,62 76, , ,34 78, , ,98 80, , ,06 44, , ,56 63, , ,02 72, , ,56 77, , ,62 80, , ,58 81, , ,52 82, , ,18 82, , ,36 70,84 Marcos Allyson Felipe Rodrigues 202

227 Anexos , ,41 77, , ,19 80, , ,90 81, , ,19 83, , ,84 83, , ,18 83, , ,53 82, , ,57 81, , ,25 74, , ,51 78, , ,86 81, , ,88 83, , ,75 83, , ,51 83, , ,73 82, , ,79 81, , ,58 80, , ,21 79,21 A Figura 8.5 exibe o comportamento das curvas do fator de recuperação final em função do VPI de vapor para as 5 espessuras de zona de óleo estudadas. Figura Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor espessura da zona de óleo. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 203

228 Anexos Observando a Figura 8.5 nota-se que até 2 VPI, quanto maior a espessura do reservatório, menos volume de vapor é necessário para se obter uma determinada recuperação de óleo. Por exemplo, para um VPI de 1,5 têm-se aproximadamente os seguintes resultados de recuperação de óleo: 47% (10 m); 70% (15 m); 76% (20 m); 81% (25 m) e 82% (30 m). Estes resultados confirmam a teoria que o vapor não apresenta bom desempenho em reservatórios delgados, isto ocorre devido a menor eficiência térmica para estes casos em relação aos casos de maior espessura, ou seja, maior quantidade de energia térmica é perdida para as camadas adjacentes significando menor volume para o aquecimento da rocha reservatório. Outro ponto a ser observado é que nos modelos de maior espessura (25 e 30 m), a partir de certo ponto quanto maior o volume de vapor injetado o resultado, em termos de recuperação de óleo, é inferior a casos onde se injetou menos vapor. Por exemplo, para o reservatório de 30 m, ao se injetar 1,94 VPI de vapor seguido por água, obteve-se uma recuperação de 83,75%, enquanto ao se injetar 3,02 VPI, 79,21%. Isto mostra que a água passa a ser mais eficiente, a partir do volume de 1,94 VPI, do que o prosseguimento com o vapor. Isto impacta também na análise econômica devido o menor custo de injeção de água fria. A Figura 8.6 mostra um comparativo entre mapas de perda de calor para os modelos de reservatório de 10 e 30 m de espessura na zona de óleo (18 e 38 m de espessura total), considerando uma injeção de 2,60 VPI de vapor para os dois modelos, seguido por água. H=18 m 1,30 VPI H=38 m 1,30 VPI Marcos Allyson Felipe Rodrigues 204