UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO LUAN NOVAIS CALEMBO PILOTOS DE PRODUÇÃO COM INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E GÁS (WAG) EM CAMPOS OFFSHORE AO REDOR DO MUNDO Niterói, RJ 2017

2 LUAN NOVAIS CALEMBO PILOTOS DE PRODUÇÃO COM INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA E GÁS (WAG) EM CAMPOS OFFSHORE AO REDOR DO MUNDO Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof. Arturo Rodrigo Ferreira Pardo Niterói, RJ 2017

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5 AGRADECIMENTOS Primeiramente, agradeço a Deus por toda proteção e bênçãos concedidas, por todas as conquistas pessoais, profissionais e por iluminar meu caminho para que eu pudesse chegar até esse momento e me tornar Engenheiro de Petróleo. Aos meus pais, José Calembo e Ivonilde, por todo suporte, carinho, apoio, ensinamentos e pelo amor incondicional. Sem eles não seria possível percorrer esse caminho e ter tido a possibilidade de cursar Engenharia de Petróleo em uma grande universidade Federal. Agradeço pelos grandes esforços por eles realizados para que eu pudesse ter uma excelente educação. Aos meus irmãos, Laila e Kássio, por serem referências para mim como grandes pessoas, excelentes alunos e belos profissionais. Além disso, agradeço também por todo o apoio por eles prestado para que eu conseguisse enfrentar as dificuldades, superar os desafios e alcançasse meus objetivos. Aos meus padrinhos, Arnaud e Márcia, por terem me recebido em Niterói de braços abertos, por terem me oferecido muito mais que uma casa, um lar, onde sempre fui tratado com muito carinho e amor. Aos meus primos que me receberam como irmão. Ao meu tio Marçal e a todos meus familiares que sempre me incentivaram e me apoiaram. Aos meus amigos Alina, Aquiles, Arthur, Bruno, Eric, Fernanda, Filipe, Gabriel, Gustavo, Ingrid, Jéssica, João Pedro, Louise, Lucas Achilles, Lucas Cruz, Mari, Matheus, Pareto, Renan, Thiago, Viana e Vinícius por estarem comigo nos momentos de alegria e nas dificuldades. Aos meus amigos do Ciências Sem Fronteiras espalhados pelo Brasil, pelo excelente e proveitoso intercâmbio para os Estados Unidos, com momentos especiais e marcantes. Aos amigos da minha cidade natal, Muriaé, pela amizade que se mantém até hoje. Aos professores, tanto do Brasil quanto do exterior, por transmitirem conhecimentos, experiências pessoais e profissionais que contribuíram para minha formação. Por fim, à equipe da Superintendência de Desenvolvimento e Produção da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pela oportunidade concedida de estagiar nessa importante agência do setor, pelos ensinamentos transmitidos, pelos cursos e visitas técnicas disponibilizados e pelos os excelentes profissionais que tive o prazer de conhecer e trabalhar em conjunto.

6 O conhecimento não basta, temos de aplica-lo. Querer não basta, é preciso agir. Johann Wolfgang von Goethe

7 RESUMO Devido à nossa necessidade de geração de grande quantidade de energia para suprirmos as demandas e para buscarmos o desenvolvimento, o petróleo passou a ser explorado em diversos locais do planeta, desde campos onshore até campos offshore. O óleo de grande parte dos reservatórios já foi ou está sendo produzido, surgindo assim, a necessidade de se explorar novas áreas, como campos ultraprofundos (pré-sal no Brasil) e fontes não convencionais (shale gas nos Estados Unidos e o tight oil no Canadá). Além da busca por fontes alternativas, por novas áreas de exploração, existe a possibilidade de se aplicar conhecimentos da Engenharia de Petróleo para incrementar a produção de campos maduros, buscando aumentar o fator de recuperação a partir da produção de óleos residuais. Os métodos de recuperação avançada, EOR (Enhanced Oil Recovery, em inglês) permitem isso. Entre as técnicas existentes, destaca-se a injeção alternada de água e gás (WAG, em inglês Water Alternating Gas) que tem como um dos objetivos ajudar na manutenção da pressão do reservatório e provocar o deslocamento do óleo residual. A adoção do WAG é aconselhada também para contornar problemas relacionados com os fingerings viscosos (caminhos preferenciais). Além disso, a técnica se destaca, por muitas vezes, na redução da quantidade de água que está sendo produzida e também por evitar a queima de gás quando não há rotas de exportação, reinjetando o mesmo. Diversas empresas e países adotaram o WAG como método de recuperação e realizaram Projetos Pilotos com o objetivo de verificar a atuação e a eficácia da técnica. Nesse trabalho serão analisados seis campos offshore de países diferentes que tiveram Pilotos com injeção WAG, entre eles: Campo de Dulang (Malásia), Baía de Quarantine (EUA) e Campo de Lula (Brasil). Serão levadas em consideração as características dos reservatórios, as estratégias adotadas, os problemas enfrentados e principalmente, os resultados alcançados. Esse trabalho apresentará também conceitos de suma importância para que o método WAG seja compreendido. O foco principal desse projeto é poder contrastar os diferentes cenários em que cada Piloto foi realizado e comparar com a situação brasileira, de um campo com grande importância para o país e para produção energética. Palavras-chave: Injeção alternada de água e gás (WAG), Métodos de Recuperação Avançada, Projetos Pilotos offshore.

8 ABSTRACT Due to our need to generate large amounts of energy to meet our demand and to seek the development, the petroleum has been exploited from many places of the World, from onshore to offshore fields. The oil from most of the reservoirs has already been produced or is being exploited, forcing us to explore new areas, such as ultra-deep fields (pre-salt in Brazil) and non-conventional sources (shale gas in the United States and tight oil in Canada). Beside the search for alternatives, for new exploration areas, there is the possibility to apply Petroleum Engineering s knowledge to increase the production of fields that already produce and to enhance the recovery factor from the displacement of residual oil. The Enhanced Oil Recovery (EOR) allows it. Among the techniques its stands out the Water Alternating Gas (WAG) that has as goals to maintain the reservoir pressure and to produce part of the residual oil. WAG is also recommended to solve problems related to viscous fingerings. In addition, the method stands out for often reduce the amount of the produced water and to avoid gas flare when there is no exportation rote. Many companies and countries choose WAG for the EOR and they generally do a Pilot Project with the aim to analyze the efficiency. At this assignment it will be presented six cases of offshore field, for example: Dulang Field (Malaysia), Quarantine Bay (U.S) and Lula Field (Brazil). It will be taken into account reservoirs characteristics, implemented strategies, operational problems, the results achieved and the performance. This work will also present concepts that are important to understand the WAG process. The main focus of this project is to be able to contrast the different scenarios in which Pilot was implemented and to compare it with the Brazilian one, which is an important field for Brazil and for the energy production. Gas (WAG). Keywords: Enhanced Oil Recovery (EOR), Offshore Pilot Projects, Water Alternating

9 LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 2.1: Reservatório com Influxo de Água Figura 2.2: Reservatório com mecanismo de gás em solução com pressão acima da Pressão de Bolha Figura 2.3: Reservatório abaixo da pressão de saturação Figura 2.4: Reservatório com mecanismo de capa de gás Figura 2.5: Reservatório com segregação gravitacional Figura 2.6: Reservatório com mecanismo combinado Figura 2.7: Injeção miscível de CO Figura 2.8: Injeção de gás enriquecido Figura 2.9: Injeção de gás seco a alta pressão Figura 2.10: Injeção de banco de GLP Figura 2.11: Injeção micelar Figura 2.12: Esquema do reservatório com injeção de fluidos quentes Figura 2.13: Esquema do reservatório com a realização da técnica de combustão in-situ. 40 Figura 3.1: Gráfico oriundo do teste do slim-tube para identificação da PMM Figura 3.2: Imagens comparativas do teste referente ao método da bolha ascendente Figura 3.3: Esquema demonstrativo para o cálculo da eficiência de varrido vertical Figura 4.21: Localização do Campo de Quarantine Figura 4.22: Mapa estrutural do reservatório Figura 4.23: Produção de óleo ao longo dos anos Figura 4.24: Recuperação Acumulada de óleo Figura 4.25: Distribuição dos componentes presentes no poço Figura 4.26: Produção de bicarbonato no poço 41 e curva de injetividade no poço Figura 4.13: Visão geral do Campo de Statfjord Figura 4.14: Ilustração da injeção WAG Figura 4.15: Localização dos poços na área do Piloto WAG Figura 4.16: Incremento total na produção de óleo devido ao WAG Figura 4.17: Performance do WAG - Vazões diárias Figura 4.18: Desempenho do poço B-07 com a injeção WAG Figura 4.19: Análise da curva de declínio... 70

10 Figura 4.20: Análise da curva de corte de água com a produção acumulada Figura 4.7: Posição dos poços no Campo de Lagocinco Figura 4.8: Perfis de saturação observados Figura 4.9: Traçador químico 4-FBA Figura 4.10: Traçador químico PMCP Figura 4.11: Resposta operacional do poço VLE Vazão de óleo, Corte de água e RGO Figura 4.12 Resposta operacional do poço VLE Vazão de óleo, Corte de água e RGO Figura 4.1: Localização do Campo de Dulang Figura 4.2: Diagrama esquemático da estratégia IWAG no Bloco S Figura 4.3: Incremento na recuperação de óleo esperada pela simulação Figura 4.4: Vazão de óleo pelo tempo, Poço A Figura 4.5: Vazão de óleo pelo tempo, Poço B Figura 4.6: Vazão de óleo pelo tempo, Poço B Figura 4.27: Presença de cânions na região do reservatório Figura 4.28: Localização dos poços e das plataformas Figura 4.29: Taxa de injeção de água e os valores equivalentes para injeção de gás Figura 4.30: Taxa de injeção de gás e os períodos sensitivos dos ciclos Figura 4.31: Resposta da variação da RGO e do corte de água Figura 4.32: Impacto da injeção WAG no corte de água e na vazão de produção do B Figura 4.33: Histórico de produção do poço B Figura 4.34: Mudança na curva de declínio Figura 4.35: Histórico de produção do poço B Figura 5.1: Localização do Campo de Lula Figura 5.2: Ambiente do Pré-sal na Bacia de Santos Figura 5.3: Alguns dos poços perfurados no Campo Figura 5.4: Processo conceitual do WAG Figura 5.5: Localização do Piloto de Lula Figura 5.6: Seção transversal esquemática dos poços Figura 5.7: Performance da produção do Piloto Figura 5.8: Desempenho da injeção no poço RJS

11 LISTA DE TABELAS Tabela 4.1: Características principais do fluido e do reservatório Tabela 4.2: Resumo de dados de produção Tabela 4.3: Comparativo da injeção WAG x Injeção de água Tabela 4.4: Sequência e duração dos ciclos do Piloto Tabela 4.5: Comparativo da injeção cíclica com a Injeção de água Tabela 4.6: Dados de fluido e de reservatório Tabela 4.7: Possíveis candidatos a serem injetores WAG Tabela 5.1: Produção e injeção acumuladas Campo de Lula Tabela 6.1: Quadro comparativo dos Projetos Pilotos com injeção WAG

12 LISTA DE ABREVIATURA E SIGLAS ADR ANP API ASP bbl boe BS&W C 2 C 6 cf CH 4 CO 2 CO 2 WAG EOR FBA FPSO ft GLP H 2 S HCPV in IOR IPC IWAG Aquisição de Dados de Reservatório Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Grau - American Petroleum Institute Álcali-Surfactante-Polímero Blue barrel Unidade para expressar volume (barril) Barris de óleo equivalente Basic Sediment and Water Etano Hexano Cubic feet Pé cúbico Metano Dióxido de Carbono Water Alternating Gas utilizando o CO 2 como fluido de injeção Enhanced Oil Recovery Fluorobenzoic Acids Floating Production Storage and Offloading Feet - Pés Gás Liquefeito de Petróleo Sulfato de hidrogênio Hydrocarbon Pore Volume Inches - Polegadas Improved Oil Recovery Instalação de Processamento Central Imiscible Water Alternating Gas

13 Lb/ft 3 LDA M mi MM MWAG N 2 OOIP PAD PDVSA PMCP PMM PVT RAO RGL RGO scf SPE STB SWAG TCD TLD Ton VOIP WAG Pounds per cubic feet Libra por pé cúbico Lâmina d água Unidade expressa em milhar Miles - Milhas Unidade expressa em milhão Miscible Water Alternating Gas Nitrogênio Original Oil in place Programa de Avaliação de Descoberta Petróleos de Venezuela Estatal venezuelana Perfluoro-methyl-cyclopentane Pressão Mínima de Miscibilidade Pressão, Volume e Temperatura Razão Água-Óleo Razão Gás-Líquido Razão Gás-Óleo Standard cubic feet pés cúbicos em condição de superfície Society of Petroleum Engineers Standard Barrel Volume em barril em condição de superfície Simultaneous Water Alternating Gas Teste de Curta Duração Teste de Longa Duração Tonelada Volume de óleo in place Water Alternating Gas

14 LISTA DE SÍMBOLOS µ f Viscosidade E D S or E A E t E v K k g k o K w L M ø q q g q o q w S g S o S w V g Eficiência de Deslocamento Saturação de óleo residual média Eficiência de varrido areal Eficiência de varrido vertical Eficiência de varrido volumétrica Permeabilidade absoluta do meio poroso Permeabilidade efetiva do gás Permeabilidade efetiva do óleo Permeabilidade efetiva da água Comprimento do meio poroso Razão de mobilidade Porosidade Vazão do fluido Vazão do gás Vazão do óleo Vazão da água Saturação de gás Saturação de óleo Saturação de água Volume de gás na rocha

15 V o V p V t V v V w ΔP θ λ μ Volume de óleo na rocha Volume Poroso da rocha Volume Total Volume de Vazios Volume de água na rocha Diferencial de Pressão Ângulo referente à Molhabilidade Mobilidade Viscosidade do fluido

16 SUMÁRIO 1 Introdução Revisão Bibliográfica Conceito básico Reservatório Propriedades e interações rochas-fluidos Porosidade Permeabilidade Saturação de Fluidos Molhabilidade Capilaridade Mecanismos de Produção de Reservatórios Mecanismo de Influxo de Água Mecanismo de Gás em Solução Mecanismo de Capa de Gás Mecanismo de Segregação Gravitacional Mecanismo Combinado Métodos de Recuperação Secundária Injeção de Água Injeção de Gás Métodos Especiais de Recuperação Métodos Miscíveis Métodos Químicos Métodos Térmicos Injeção alternada de água e gás (WAG) Fator Miscibilidade Pressão mínima de miscibilidade... 42

17 3.2.1 Métodos para calcular a pressão mínima de miscibilidade Previsão da PMM Eficiência de varrido Eficiência de varrido areal Eficiência de varrido vertical Eficiência de varrido volumétrica Eficiência de deslocamento Mobilidade e Razão de mobilidade Estudo de casos de projetos pilotos offshore com injeção WAG no mundo Baía de Quarantine Golfo do México Descrição do Reservatório Área do Projeto Piloto Definição do Projeto e implementação Desempenho do projeto Conclusões sobre a realização do Projeto piloto no Golfo do México: Campo de Statfjord Mar do Norte Descrição do Reservatório Injeção WAG nos reservatórios Brent Estratégia WAG Performance do WAG no Campo Conclusões sobre a realização do Piloto WAG no Mar do Norte: Campo VLE - Lago de Maracaibo, Venezuela Descrição do campo Design do Piloto WAG Utilização de outros métodos de recuperação avançada Conclusões sobre a realização do Piloto WAG na Venezuela: Campo de Dulang Malásia... 80

18 4.4.1 Reservatório Estudo de Viabilidade Piloto IWAG Estratégia IWAG Implementação da Estratégia Desempenho IWAG Conclusões sobre a realização do Piloto no Campo de Dulang Malásia: Campo E - Oeste da África Aspectos chave do WAG e a aplicação no Campo Resultado da sensibilidade Implementação do Piloto WAG Desempenho do Piloto WAG Conclusões sobre a realização do Projeto Piloto no Oeste da África: Utilização do método WAG no Brasil Ambiente do Pré-sal na Bacia de Santos Conceito do desenvolvimento em fases O desenvolvimento do Campo de Lula foi divido em três fases Aspectos técnicos importantes Razões para o EOR utilizando gás e critério da triagem Caracterização do reservatório Modelos de simulação Primeiros resultados Conclusões sobre o Projeto Piloto no Brasil: Análise dos projetos pilotos e comparações com o Brasil Conclusão REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

19 1 Introdução A exploração dos recursos energéticos do planeta é de grande importância para a sobrevivência da população e para o desenvolvimento dos países. O setor petrolífero se tornou um dos pilares da matriz energética com o passar dos anos e hoje o petróleo é uma das fontes mais exploradas. Com o objetivo de continuar atendendo a grande demanda de óleo e gás existente na sociedade atual, diversos métodos especiais tiveram que ser desenvolvidos para possibilitar o aumento da recuperação em áreas já conhecidas e para permitir a exploração/produção em reservatórios não convencionais e campos ultraprofundos. O pré-sal brasileiro é o resultado da busca por novas áreas exploratórias. Neste, os reservatórios estão localizados a grandes profundidades, abaixo de extensas lâminas d água e espessas camadas de sal. Visando uma maior recuperação do óleo nesse ambiente, o método de recuperação avançada que utiliza a injeção alternada de água e gás (WAG, do inglês Water Alternating Gas) está sendo adotado em um Piloto no Campo de Lula. Tal Campo está localizado na Bacia de Santos e é responsável por grande parte da produção de óleo e gás brasileira, contribuindo com 819,59 Mboe/d segundo o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural de Setembro de 2016 publicado pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). O método WAG será melhor apresentado nesse trabalho, apresentado conceitos fundamentais e mecanismos de produção dos reservatórios. Além disso, campos offshore ao redor do mundo que realizaram Pilotos adotando essa técnica serão analisados, considerando diversos aspectos e características. Serão apresentadas também mais informações sobre o présal brasileiro e especialmente sobre o Campo de Lula, onde o Piloto WAG está sendo testado. O trabalho aqui apresentado tem como principal objetivo realizar comparações entre os cenários mundiais no qual o método de recuperação avançada WAG foi utilizado. No capítulo 2, será abordada a Revisão Bibliográfica com o intuito de apresentar alguns conceitos fundamentais como: propriedades das rochas, dos fluidos e os métodos de recuperação utilizados na indústria de óleo e gás. O capítulo 3 foi destinado a aprofundar os conhecimentos na injeção alternada de água e gás, destacando conceitos que influenciam na seleção desse método e principalmente nos resultados. 18

20 No capítulo 4, serão abordados projetos pilotos offshore de diversos países que adotaram a técnica WAG em busca de aumentar o fator de recuperação dos campos. No capítulo 5, serão apresentadas as principais características do projeto piloto offshore que foi implementado no pré-sal brasileiro, especificamente no Campo de Lula. No capítulo 6, serão abordadas as comparações entre os projetos adotados no mundo e piloto implementado no cenário brasileiro, destacando as principais semelhanças e as grandes divergências. Por fim, o capítulo 7 abordará a conclusão do trabalho. 19

21 2 Revisão Bibliográfica Esse capítulo visa apresentar conceitos fundamentais para um melhor entendimento do tema a ser abordado. Serão aqui retratados tópicos referentes às propriedades das rochas e dos fluidos. Por fim, serão apresentados os métodos de recuperação secundária e especiais utilizados na indústria de petróleo. 2.1 Conceitos básicos Reservatório Reservatório é a definição atribuída a uma formação rochosa que possui características suficientes de porosidade e permeabilidade para armazenar e transmitir fluidos. Rochas sedimentares, por exemplo, arenitos e calcários, são as mais comuns por apresentar uma alta porosidade. Porém rochas ígneas e metamórficas também podem ser consideradas reservatórios quando se apresentarem naturalmente fraturadas (Craft e Hawkins, 1991). 2.2 Propriedades e interações rochas-fluidos Porosidade Porosidade é o termo utilizado para definir a razão entre os espaços vazios existentes na rocha e o volume total da mesma. A porosidade define a capacidade de armazenamento de fluidos (Rosa et al., 2006). Geralmente seu valor é expresso na forma de fração ou percentagem. A porosidade pode ser calculada pela equação (1): ø = V p V t (1) Onde ø representa a porosidade, V p indica o volume poroso da rocha, também conhecido por volume de vazios (V v ) e por fim, V t representando o volume total. 20

22 Segundo Craft e Hawkins (1991), o valor de porosidade pode ser reportado como porosidade total ou efetiva, dependendo do tipo de medição. A porosidade total representa o volume total de espaços vazios da rocha. Já a porosidade efetiva refere-se ao total de espaços vazios que contribuem para o fluxo do fluido, ou seja, estão interconectados Permeabilidade De acordo com Rosa et al. (2006), permeabilidade é uma medida utilizada para se referir à capacidade da rocha de permitir que haja fluxo em seu interior. A permeabilidade geralmente é medida em darcies ou milidarcies e é representada por k. A permeabilidade pode ser classificada como absoluta, efetiva ou relativa. O termo absoluto é utilizado para casos em que há apenas um único fluido ou fase na rocha. Pela Lei de Darcy (1856), obtém-se a permeabilidade absoluta (k), indicada pela equação (2). Onde: k= permeabilidade absoluta do meio poroso [Darcy] q= vazão do fluido [cm3/s] μ= viscosidade do fluido [cp] L= comprimento do meio poroso [cm] ΔP= diferencial de pressão [atm] k = qμl AΔP (2) A permeabilidade efetiva é a capacidade do reservatório em conduzir ou transmitir um específico fluido mesmo na presença de outros. As equações (3), (4) e (5) exibem as fórmulas para permeabilidade efetiva. k g = q gμ g L AΔ p (3) k o = q oμ o L AΔ p (4) k w = q wμ w L AΔ p (5) Onde as permeabilidades efetivas do gás, do óleo e da água são representadas respectivamente pelos símbolos k g, k o e k w. As equações utilizadas são provenientes da Lei de 21

23 Darcy, levando-se em consideração a vazão de cada fluido, sendo q g para gás, q o para óleo e q w utilizado para representar a vazão da água. Outro parâmetro importante é a viscosidade, que também depende do fluido em questão, e mais uma vez os índices g, o e w foram utilizados para representar fluidos como gás, óleo e água, respectivamente. Por fim, a permeabilidade relativa que é a razão entre a permeabilidade efetiva de um fluido e a permeabilidade absoluta. As permeabilidades relativas do gás, óleo e água são representadas respectivamente por k rg, k ro e k rw, expressas nas equações (6), (7) e (8) Saturação de Fluidos k rg = k g k k ro = k o k k rw = k w k (6) (7) (8) Os poros de um reservatório podem ser ocupados por hidrocarbonetos (óleo e gás) e água. De acordo com Craft e Hawkins (1991), a saturação é a razão entre o volume ocupado pelo fluido em questão e o volume poroso. A saturação pode ser expressa em forma de fração ou percentual. As fórmulas para cálculo de saturação são expressas pelas equações (11), (12) e (13). S g = V g V p (11) S o = V o V p (12) S w = V w V p (13) Onde: S g = Saturação de gás S o = Saturação de óleo S w = Saturação de água V g = Volume de gás na rocha V o = Volume de óleo na rocha V w = Volume de água na rocha É importante ressaltar que devido ao fato dos poros serem preenchidos pelos fluidos, a soma das saturações de gás, óleo e água resultam em 100%, logo: 22

24 2.2.4 Molhabilidade S g + S o + S w = 1 (14) Segundo Dake (1978), a molhabilidade indica a preferência do fluido em aderir à superfície da rocha e é definida em função do ângulo θ (ângulo de contato entre uma gotícula e a formação rochosa). Devido a essa maior atratividade por um determinado fluido, o reservatório poderá ser considerado molhável ao óleo, a água ou misto, influenciando na eficiência de deslocamento. Quando θ é maior que 90, evidencia que o líquido menos denso molha o sólido, porém, quando θ é menor que 90, expressa a predileção da rocha em ser molhável à água Capilaridade Segundo Rosa et al. (2006), capilaridade é um fenômeno que ocorre nos poros das formações rochosas e representa a interação das moléculas dos fluidos imiscíveis (mistura não homogênea). 2.3 Mecanismos de Produção de Reservatórios Para que os fluidos presentes no reservatório possam ser produzidos é necessário que se tenha certa quantidade de energia. Segundo Rosa et al. (2006), a energia natural, também chamada de energia primária, representa o resultado de circunstâncias e situações em que a jazida passou para se formar completamente. Para ocorrer a produção, os fluidos precisam se deslocar até o poço produtor, enfrentando tortuosidades e estrangulamentos dos canais porosos. Para tanto, é necessário que se tenha uma pressão, que representa a energia do reservatório. Os mecanismos de produção de reservatórios constituem um conjunto de fatores que possibilitam o escoamento do fluido que se deseja produzir para os poços produtores. Para isso, é necessário que ocorra a substituição do fluido de interesse por outro, ocupando o espaço poroso. 23

25 Existem dois efeitos que são responsáveis pelo mecanismo de produção do reservatório: a descompressão e o deslocamento de um fluido por outro. O primeiro se deve a expansão dos fluidos contidos nos poros da formação e a contração do volume poroso. Já o segundo mecanismo promove a substituição de um fluido por outro, como por exemplo, a ocupação pela água e pelo gás nos espaços que antes estavam ocupados pelo óleo. (Rosa et al., 2006). Segundo Paul Willhite (1986), existe cinco tipos de mecanismos de produção: influxo de água, gás em solução, capa de gás, segregação gravitacional e o mecanismo combinado Mecanismo de Influxo de Água O reservatório com mecanismo de influxo de água pode possuir uma conexão hidráulica com uma rocha saturada em água chamada de aquífero, que pode está localizado sob todo o reservatório de petróleo, conforme indicado na Figura 2.1, ou apenas em parte dele (lateralmente). Figura 2.1: Reservatório com Influxo de Água, Rosa et al. (2006) É importante ressaltar que para a atuação do aquífero é necessário que o reservatório esteja conectado com a grande acumulação de água. Com a produção de óleo, a pressão do reservatório reduz, interferindo assim no aquífero, fazendo com que a água se expanda criando um fluxo de água para a formação, mantendo a pressão necessária para produzir. A razão de água-óleo (RAO) aumenta nos poços localizados nas seções mais inferiores da estrutura. Os valores de vazões de produção influenciam muito na determinação do fechamento ou recompletação de um poço que esteja produzindo grandes volumes de água. Em alguns casos, quando o reservatório de água é grande e possui energia suficiente, pode proporcionar um fator de recuperação de 70 a 80% do volume total de óleo presente na formação, em inglês, original oil in place (OOIP). Fatores como geologia do reservatório, heterogeneidade e posição estrutural afetam a eficiência de recuperação. Alguns casos de 24

26 grande sucesso na explotação com influxo de água estão presentes no mundo, por exemplo, o Campo de East Field - Texas, reservatórios de Arbuckle - Kansas e reservatório Tensleep - Wyoming (Willhite, 1986) Mecanismo de Gás em Solução De acordo com Paul Willhite (1986), o óleo cru sob o efeito da grande pressão pode conter grandes quantidades de gás dissolvido, conforme Figura 2.2. Com a produção, a pressão do reservatório reduz, ficando inferior a pressão de bolha (pressão de saturação) permitindo assim a vaporização das frações mais leves do óleo, conforme exemplificado pela Figura 2.3. Figura 2.2: Reservatório com mecanismo de gás em solução com pressão acima da Pressão de Bolha (Rosa et al., 2006) Além da vaporização, a queda na pressão permite com que os fluidos presentes na formação se expandam. Como o gás é mais expansível que o liquido, vai permitir que o óleo flua para os poços produtores enquanto passará a ocupar os espaços porosos deixados pelo liquido. Figura 2.3: Reservatório com a pressão abaixo da pressão de saturação (Rosa et al., 2006) Segundo Rosa et al (2006), à medida que ocorre a produção de óleo, a pressão diminui permitindo uma maior vaporização e uma expansão maior do gás. Porém, ao se abaixar muito a pressão em relação ao ponto de bolha, ocasionará uma maior liberação de gás, fazendo com 25

27 que esse forme uma fase contínua, que começará a fluir e a ser produzido juntamente com o óleo. A produção contínua de óleo juntamente com o gás ocasionará uma queda maior na pressão do reservatório, fazendo com que a razão gás-óleo (RGO) aumente. Esse mecanismo de produção proporciona geralmente fatores de recuperação menores que 20%, devido à constante perda de energia do sistema, proporcionando uma redução na vazão de produção Mecanismo de Capa de Gás De acordo com Willhite (1986), quando um reservatório possui uma capa de gás extensa (Figura 2.4), provavelmente existe uma quantidade grande de energia armazenada no gás que se encontra comprimido. A formação da capa de gás se dá através da acumulação das frações mais leves (fase gasosa) na parte superior do meio poroso. Figura 2.4: Reservatório com mecanismo de capa de gás (Rosa et al., 2006) Assim como nos mecanismos já apresentados, à medida que ocorre a produção de óleo, a pressão no interior dos reservatórios diminui, possibilitando a expansão da capa de gás. A expansão da fase gasosa possibilita que a produção continue ocorrendo sem que haja quedas expressivas nos valores de pressão. Porém, a manutenção da pressão realizada pela expansão do gás é limitada e pode possibilitar que o gás comece a ser produzido juntamente com o óleo. Em alguns casos, para a pressão do reservatório manter-se ideal para a produção de óleo, é necessário que se tenha a injeção de gás para aumentar a atuação da capa. Em casos em que o reservatório com capa de gás possui uma zona de água sob o mesmo, é necessário que se tenha um programa de injeção combinado de água e gás. É importante ter cuidado quando a injeção combinada é considerada devido ao risco do óleo ser deslocado para o interior da capa de gás e permanecer aprisionado (Willhite, 1986). 26

28 A recuperação de óleo proporcionada por esse mecanismo gira em torno de 20 a 30%. É importante ressaltar que a queda de pressão proporcionada pela produção de óleo requer um determinado tempo para que seja transmitida até a capa de gás e tal fato não ocorrerá caso a vazão de produção seja muito elevada (Rosa et al., 2006) Mecanismo de Segregação Gravitacional Segundo Paul Willhite (1986), a segregação gravitacional pode ser o primeiro mecanismo de produção em reservatórios espessos que possuem uma boa comunicação vertical ou com geometria de forma anticlinal. O mecanismo de segregação gravitacional requer um determinado tempo para ocorrer devido à necessidade do gás presente no reservatório se deslocar para o topo da formação com o intuito de ocupar os espaços previamente preenchidos pelo óleo. A gravidade faz com que os fluidos se rearranjem dentro do meio poroso devido as diferentes densidades (Paul Willhite, 1986). A segregação gravitacional possibilita a formação da capa de gás secundária, Figura 2.5. Segundo Rosa et al. (2006), a capa de gás secundária ocorre principalmente nos reservatórios com mecanismo de gás em solução, visto que devido à ação da gravidade o gás que se expande e ocupa o lugar do óleo produzido poderá buscar as partes superiores do meio poroso. Esse efeito evita com que o gás expandido dentro do reservatório se desloque juntamente com óleo e seja produzido. Figura 2.5: Reservatório com segregação gravitacional (Rosa et al. 2006) Esse mecanismo é importante em alguns reservatórios no estado da Califórnia, onde é possível se encontrar óleos pesados e sem atuação de influxo de água. Em situações onde a segregação gravitacional atua de forma eficiente, o fator de recuperação do óleo chega a 40% (Paul Willhite, 1986). 27

29 2.3.5 Mecanismo Combinado O mecanismo combinado tem por definição a produção de petróleo proporcionada por mais de um mecanismo de produção de reservatórios, desde que não haja influência preponderante de um sobre o outro. A Figura 2.6 exibe um modelo de reservatório com mecanismo combinado. Figura 2.6: Reservatório com mecanismo combinado (Rosa et al., 2006) Vale ressaltar que devido à produção de óleo ocorrerá queda na pressão do reservatório, podendo atingir valores inferiores à pressão de bolha, portanto, ocorrerá a formação de gás livre. 2.4 Métodos de Recuperação Secundária Na recuperação primária a energia presente no reservatório faz com que o óleo migre do meio poroso para os poços produtores e os mecanismos que permitem esse deslocamento foram apresentados no item 2.3. Mecanismos de Produção de Reservatórios. Os métodos de recuperação secundária exercem importante papel na busca pelo incremento da produção e serão apresentados nessa seção Injeção de Água Segundo Sajjadian et al. (2012), o grande objetivo da injeção de água é fornecer energia para o reservatório com o intuito de evitar uma queda de pressão significativa, permitindo uma maior produção de óleo. A ideia principal é manter a pressão em torno da pressão de bolha com a menor viscosidade possível ou então fazer com que a água desloque o óleo, quando a depleção natural não for mais eficaz. 28

30 Devido à injeção de água, a saturação de água aumenta nas áreas próximas aos poços injetores, criando-se assim um banco de óleo à frente da água. É criada uma zona chamada de frente de avanço, que representa a área entre a zona lavada e o banco de óleo. Dois pontos são de grande importância para entender o funcionamento do método de injeção de água: fill-up e breakthrough (erupção). Segundo Rosa et al. (2006), o fill-up é definido como o tempo decorrido desde o início das operações e da chegada do óleo ao poço produtor. Já o breakthrough é o ponto que marca um grande incremento da razão água/óleo (RAO), indicando a chegada da frente de avanço ao poço produtor. Em alguns casos, a RAO se torna elevada, fazendo com que o projeto não seja mais viável economicamente e ocasionando o fechamento do poço ou então a conversão do mesmo em poço injetor Injeção de Gás A injeção de gás é um dos métodos mais importante na recuperação de óleo em um reservatório. Esse tipo de injeção é utilizado com objetivo de realizar a manutenção da pressão e mover o óleo para o poço produtor. (Sajjadian et al., 2012). Nos projetos de recuperação podem ser utilizados diversos tipos de gases e com variados intervalos de injeção. Injeção imiscível: injeção de gás pobre em capas de gás ou em zonas de óleo. Óleo e gás estão em diferentes fases e apenas as energias do gás injetado será utilizada. Injeção miscível: injeção de gases ricos nas zonas de óleo. Óleo e gás vão trocar alguns componentes e passarão a constituir uma única fase. Geralmente a injeção de gás imiscível tem uma eficiência de varrido menor quando comparada ao uso de água, devido à razão de mobilidade entre o gás e o óleo ser muito maior que entre a água e o óleo. 2.5 Métodos Especiais de Recuperação Segundo Rosa et al. (2006), os métodos de especiais de recuperação também podem ser chamados de recuperação terciária (termo utilizado antigamente, pois era geralmente 29

31 utilizado após a recuperação secundária convencional), ou Enhanced Oil Recovery (EOR) em inglês. Outro termo bastante utilizado na língua inglesa é Improved Oil Recovery (IOR). Em concordância com Green & Willhite (1998), a recuperação especial se dá basicamente pela injeção de compostos químicos, líquidos ou utilização de energia térmica. A injeção desses compostos ou a realização dos processos especiais possibilitam a manutenção da pressão no reservatório e promovem o deslocamento do óleo para os poços produtores. Além do fornecimento de energia para o sistema, os fluidos injetados interagem com o sistema óleo/rocha criando condições que facilitam a produção. Efeitos como a redução na viscosidade do óleo, modificações na molhabilidade e um comportamento de fase favorável podem ser observados no EOR. Entre os métodos especiais de recuperação destacam-se: os métodos térmicos, os químicos e os miscíveis. Os processos geralmente são subdivididos em algumas classificações que serão apresentadas indicando o conceito básico, vantagens e as limitações de cada técnica Métodos Miscíveis O princípio básico dos métodos miscíveis constitui na injeção de um fluido que seja miscível ao óleo, ou seja, forme apenas uma única fase ao entrar em contato com o petróleo líquido. No processo de injeção de fluido miscível há duas variações. A primeira é chamada de miscibilidade ao primeiro contato, no qual o fluido injetado é diretamente miscível ao reservatório de óleo nas condições de pressão e temperatura ali existentes. Existe também, a miscibilidade a múltiplos contatos, no qual o componente inserido no reservatório não é miscível ao primeiro contato, sendo necessárias modificações na fase de óleo ou do fluido injetado e transferência de massa dos componentes para que a miscibilidade ocorra nas condições de pressão e temperatura do reservatório (Green e Willhite, 1998) Injeção Miscível de CO 2 Processo: 30

32 De acordo com Green e Willhite (1998), uma quantidade de CO 2 relativamente puro é injetada com o objetivo de causar o inchamento do óleo e provocar o deslocamento do óleo residual. A temperatura crítica do dióxido de carbono é 31ºC (87,8ºF) e geralmente o CO 2 é injetado em reservatórios com temperaturas superiores a essa, logo o CO 2 será injetado na fase gasosa. No primeiro contato, na maioria das vezes, o dióxido de carbono e o óleo não são miscíveis, sendo necessária a ocorrência de múltiplos contatos para que, em condições ideais de temperatura e pressão, o CO 2 possa formar uma única fase com o óleo, deslocando-o. A Figura 2.7 exibe a injeção miscível de dióxido de carbono no reservatório. Figura 2.7: Injeção miscível de CO 2 (Rosa et al., 2006) Vantagens: A injeção de CO 2 proporciona uma redução na saturação de óleo residual presente na formação, indicando a boa eficiência de varrido. Devido à densidade do dióxido de carbono ser próxima ao valor da água, minimiza os efeitos de segregação gravitacional. Limitações: Uma das limitações apresentadas por Rosa et al. (2006) se diz a respeito da indisponibilidade de CO 2 em certas situações, como por exemplo, em áreas offshore. Outra desvantagem e de grande influência é a ocorrência de fingerings (canalização), processo proveniente da existência de caminhos preferenciais no deslocamento de um fluido sobre outro, onde o CO 2 escoará entre a fase de óleo diminuindo a eficiência de varrido. A utilização do método de injeção alternada de gás e água (WAG, do inglês Water alternating gas) pode ser uma das soluções para tentar reduzir os efeitos de canalização. O método WAG será melhor apresentado no Capítulo 3 desse trabalho. 31

33 Injeção de Gás Enriquecido Processo: O processo de injeção de gás enriquecido consiste na utilização de gás composto em grande parte por etano, propano, butano e até hexano. O gás injetado é guiado (conduzido do poço injetor em direção aos produtores) por um gás seco ou por água no processo de injeção alternada de água e gás (WAG). Essas frações (C 2 ao C 6 ) são transferidas para as áreas contendo óleo próximo ao ponto de injeção, enquanto o gás seco segue adiante. A miscibilidade não é obtida no primeiro contato com o óleo residual, logo, ocorre a necessidade de se haver múltiplos contatos. Eventualmente uma zona miscível entre o gás injetado e o óleo é formada, deslocando o petróleo líquido (Farouq e Thomas, 1989). O esquema desse método é apresentado na Figura 2.8. Figura 2.8: Injeção de gás enriquecido (Rosa et al., 2006) Vantagens: Segundo Rosa et al. (2006), uma grande vantagem desse processo é o deslocamento de praticamente todo o óleo residual em que a mistura injetada entrou em contato no reservatório. Outro fator importante é o custo do gás enriquecido, que é menor quando comparado ao GLP (gás liquefeito de petróleo), por exemplo, tornando-se economicamente viável. Limitações: Uma grande desvantagem é presença de fingers gravitacionais em reservatórios permeáveis espessos, devido à razão de mobilidade adversa. Durante a realização do projeto desse tipo de recuperação especial tem-se a dificuldade em dimensionar o banco de gás enriquecido, pois um banco muito pequeno deixará uma quantidade grande de óleo residual, porém um banco de grande dimensão provocará um elevado custo adicional. 32

34 Injeção de Gás Seco a Alta Pressão Processo: Conforme Rosa et al. (2006), esse método consiste na injeção, em altas pressões, de um gás pobre com o objetivo de provocar a formação de uma frente miscível (formada pelo gás e óleo) e uma vaporização retrógrada do cru. A Figura 2.9 exibe o esquema de injeção de gás seco. Figura 2.9: Injeção de gás seco a alta pressão (Rosa et al., 2006) Após a ocorrência da miscibilidade, o gás injetado posteriormente provocará o deslocamento da frente miscível. Porém, após percorrer certa distância, essa fração também se tornará miscível ao óleo. E assim ocorrerá sucessivamente, até que o óleo seja deslocado para o poço produtor. Vantagens: Uma das principais vantagens desse processo se dá pela grande estabilidade da frente miscível formada. Outro ponto importante é a grande eficiência de recuperação provocada por essa técnica. Há uma reutilização do gás pobre, o qual ao ser produzido poderá ser reinjetado. Limitações: Uma grande limitação desse método especial se dá em relação à qualidade do óleo presente na formação, o qual deverá ser leve. As pressões de injeção são elevadas (3000 a 4500 psi), fazendo-se necessário o uso de grandes compressores, aumentando os custos do projeto. 33

35 Injeção de Banco de GLP Processo: Segundo Farouq e Thomas (1989), propano e GLP são injetados nesse tipo de recuperação especial, sendo guiados por gases seco (gás natural e metano, por exemplo). Usualmente, água também é injetada nesse processo baseando-se no processo WAG, com o objetivo de promover um aumento na razão de mobilidade, melhorando a eficiência de varrido. A injeção de GLP tem o intuito de promover o deslocamento do banco de óleo existente à sua frente, até que atinja os poços produtores. Enquanto o banco de GLP estiver no estado líquido, a miscibilidade será mantida. Para isso, o reservatório deverá apresentar temperaturas e pressões acima dos valores críticos. O esquema de injeção está representado pela Figura Figura 2.10: Injeção de banco de GLP (Rosa et al., 2006) Vantagens: Essa recuperação tem como vantagem o grande deslocamento provocado na formação, deixando baixíssimos valores de óleos residuais nas áreas em que houve o contato. É um processo muito utilizado devido à grande miscibilidade entre o fluido injetado e o óleo do reservatório. Limitações: Uma das maiores desvantagens é a eficiência de varrido geralmente baixa. Assim como em outros métodos, o dimensionamento dos bancos de injeção é difícil de ser realizado. O GLP e o gás podem atravessar o óleo por serem mais leves. 34

36 2.5.2 Métodos Químicos De acordo com Green e Willhite (1998), esse método se constitui na injeção de químicos para provocar o deslocamento do óleo devido às propriedades no comportamento de fase, o qual proporcionará uma redução na tensão interfacial entre o fluido deslocante e o óleo. Geralmente ocorre a injeção de surfactantes e polímeros Injeção da Solução ASP Processo: O processo de injeção da solução ASP (Álcali-Surfactante-Polímero, em inglês Alkaline-Surfactant-Polymer), consiste no uso de uma solução contendo polímero, surfactante e substância alcalina. O objetivo principal do uso de substancias como surfactante e composto alcalino é reduzir a tensão interfacial entre o óleo residual e o fluido injetado, possibilitando uma melhora na eficiência de deslocamento. Já o uso de polímeros faz com que se tenha uma redução na razão de mobilidade, aumentando a eficiência de varrido. Vantagens: Essa técnica proporciona uma boa eficiência de varrido da injeção da água e também uma boa eficiência de deslocamento. Limitações: Uma das grandes desvantagens na utilização desse método especial está relacionada ao alto custo gerado devido às grandes quantidades de produtos químicos necessários (Rosa et al, 2006) Injeção de Polímeros Processo: Conforme Farouq e Thomas (1989), a utilização desse método especial de recuperação visa melhorar a eficiência de varrido através de uma redução na razão de mobilidade. A 35

37 utilização de certos polímeros proporciona um aumento no valor da viscosidade aparente da água e uma redução permanente na permeabilidade efetiva à água. O polímero é uma cadeia extensa formada por um conjunto de monômeros. Os biopolímeros polissacarídeos e poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas são alguns dos compostos mais usados na indústria de petróleo (Thomas et al., 2013). Vários fatores podem causar a degradação dos polímeros, como por exemplo, alta salinidade intersticial da água, temperatura, envelhecimento do polímero, a formação de gel, efeitos de cisalhamento, entre outros. Por isso, é necessário analisar as melhores condições para início de operação, com intuito de obter os melhores resultados. Vantagens: Segundo Farouq e Thomas (1989), o uso de polímeros aumenta a viscosidade aparente da água injetada, provocando uma redução na razão de mobilidade, incrementando a eficiência de varrido horizontal e vertical. Os custos operacionais podem ser reduzidos devido a uma diminuição no volume de água injetada visto que para se conseguir uma melhor produção de óleo é necessário um menor uso de água. Limitações: Uma das desvantagens desse processo está relacionada ao manuseio dos polímeros. O incorreto procedimento de manuseio pode proporcionar uma degradação da substância química, reduzindo a sua eficiência de atuação Injeção de Solução Micelar Processo: De acordo com Rosa et al. (2006), o método especial utilizando solução micelar constitui na injeção de uma mistura micelar, que é descrita como uma microemulsão. Essa microemulsão é composta por uma mistura de surfactantes (substâncias com moléculas ambifílicas) em concentrações acima da quantidade crítica, água e óleo. O processo consiste na criação de um banco de solução micelar no interior do reservatório que terá a função de deslocar o óleo e a água presentes à sua frente. Além disso, 36

38 tem-se a necessidade de se injetar polímero para controlar a mobilidade. A Figura 2.11 exemplifica o processo de injeção micelar. Figura 2.11: Injeção micelar (Rosa et al., 2006) Vantagens: A injeção da solução micelar e posteriormente o uso de polímero proporciona uma boa eficiência de deslocamento e de varrido. Limitações: A principal desvantagem se dá pelo alto custo gerado no processo, o qual requer altas quantidades de químicos Métodos Térmicos Segundo Green e Willhite (1998), os métodos térmicos têm como principal objetivo fornecer calor para o reservatório, a fim de reduzir a viscosidade do óleo. Logo, a eficiência de varrido será aumentada, assim como a atuação da expansão dos fluidos, proporcionando um aumento no fator de recuperação. A viscosidade do óleo residual será reduzida devido ao aquecimento existente no reservatório provocado pelos métodos térmicos. Em óleos com grau API mais baixo (e geralmente mais viscosos) são observadas maiores reduções nos valores da viscosidade do que em óleos mais leves. Outra importante observação se dá em relação à expansão de fluidos, no qual o óleo ao ser aquecido sofre uma dilatação que proporcionará uma energia extra para provocar o deslocamento até os poços produtores (Rosa et al, 2006). Esse tipo de recuperação especial secundária pode ser divido em injeção de fluidos quentes e combustão in-situ. 37

39 Injeção de Fluidos Quentes Esse tipo de injeção pode ocorrer de três diferentes formas: injeção de água quente, injeção cíclica de vapor e injeção contínua de vapor. Adiante, serão apresentadas as vantagens e limitações desse método. O esquema de injeção de fluidos quentes é apresentado na Figura Figura 2.12: Esquema do reservatório com injeção de fluidos quentes (Rosa et al., 2006) Injeção de Água Quente De acordo com Green e Willhite (1998), esse tipo de técnica proporciona uma melhora na eficiência de varrido e uma expansão térmica do óleo. A injeção de água quente é vista como uma técnica com baixo sucesso, devido à baixa capacidade de aquecer o reservatório quando comparado ao uso de vapor de água Injeção Cíclica de Vapor A técnica cíclica de vapor, conhecida como huff n puff em inglês, consiste na injeção de vapor realizada por um poço em um período específico de tempo. Logo após, ocorre o fechamento do poço durante um intervalo para que ocorra uma melhor distribuição do calor no interior do reservatório. Posteriormente, o poço é reaberto para a produção até que seja necessário um novo ciclo. A produção é aumentada de acordo com uma combinação de mecanismos como a redução na viscosidade, arrastamento com vapor e o inchamento do óleo. Esse método possui boa atuação em reservatórios com óleos pesados (baixo grau API) (Green e Willhite, 1998). 38

40 Injeção Contínua de Vapor Esse tipo de recuperação especial consiste na injeção contínua de vapor e na utilização de mais de um poço. A injeção será efetuada de forma contínua no poço injetor e o calor se propagará em direção ao poço produtor. Vantagens da Injeção de Fluidos Quentes: A recuperação especial pelo método térmico com injeção de fluido quente é de grande valia para reservatórios de óleos viscosos, com baixo grau API. Essa técnica proporciona um aumento nos valores de eficiência de deslocamento. Limitações da Injeção de Fluidos Quentes: A utilização desse método não é aconselhável para reservatórios profundos devido à perda de calor existente no deslocamento do fluido aquecido na superfície até a formação. A completação dos poços deve estar apta para receber uma grande fonte de calor (Rosa et al., 2006) Combustão in-situ Conforme Green & Willhite (1998), a combustão in-situ é outro método térmico utilizado que consiste na produção de calor dentro do reservatório através da combustão que pode ser iniciada de forma espontânea, através do uso de aquecedores elétricos ou por queimador de gás. Nesse processo, o oxigênio é injetado com o objetivo de atuar como o comburente para manter a combustão. Com o calor gerado, frações mais leves do óleo vão se vaporizar e se deslocar adiante no meio poroso. Após um período de deslocamento, essas frações vaporizadas estarão em constante contato com zonas mais frias do reservatório, se condensando. Nesse processo ocorre a formação do coque pesado, que será o combustível para ser queimado, gerando calor suficiente para o deslocamento das frações mais adiantes. A Figura 2.13 exemplifica o funcionamento do processo. 39

41 Figura 2.13: Esquema do reservatório com a realização da técnica de combustão in-situ (Rosa et al., 2006) Vantagens da Combustão in-situ: Segundo Rosa et al. (2006), uma das principais vantagens é a aplicação desse método em reservatórios tanto de óleos leves quanto de óleos pesados. Além disso, essa técnica proporciona uma boa eficiência de deslocamento. Limitações da Combustão in-situ: Os equipamentos de produção podem ser danificados por corrosão e pelo calor gerado no processo. Outra limitação importante é no quesito da distribuição do calor, que não é tão eficiente. 3 Injeção alternada de água e gás (WAG) Conforme já apresentado anteriormente, a injeção WAG representa um dos métodos de recuperação avançada utilizados na indústria de petróleo. Razões de mobilidade não favoráveis podem resultar em canalizações viscosas e em uma baixa eficiência de varrido. Uma técnica desenvolvida para contornar problemas como os citados é injetar volumes específicos de água alternadamente com o gás. Os fluxos simultâneos desses dois fluidos resultam na redução da mobilidade de cada fase. A mobilidade combinada dessas duas fases é menor que a do gás injetado separadamente e, além disso, a razão de mobilidade no processo é melhorada. Na injeção alternada, a razão de injeção água/gás varia de 0,5 a 4 volumes de água por volume de gás nas condições de reservatório. Os volumes de CO 2 geralmente empregados nos projetos variam de 15 a 30% HCPV (volume poroso de hidrocarboneto ou hydrocarbon pore volume em inglês) (Green e Willhite, 1998). 40

42 Segundo Green e Willhite (1998), um problema no processo WAG é o fato que a água injetada bloqueia o contato entre o gás injetado e o óleo residual. Isso faz com que a eficiência de deslocamento seja reduzida. Esse efeito tem sido determinado mais fortemente em função da molhabilidade da rocha e notavelmente mais prejudicial em rochas molháveis a água. A maioria dos projetos de injeção alternada de água e gás foi desenvolvida em campos onshore. Grande parte dos projetos offshore foi desempenhada no Mar do Norte utilizando gás como fluido injetado. (Choudhary et al., 2012). Alguns fatores são motivadores para desenvolver esse método de recuperação avançada offshore, como: - Atingir zonas não varridas e que apenas com injeção de água não seria possível; - Evitar queima de gás quando não se tem rotas de exportação; - Promover flexibilidade na manipulação de gás sazonal; - Reduzir o water cut enquanto promove efeito similar ao gas lift nos produtores. Devido às questões econômicas do projeto e as instalações já existentes (exemplo: indisponibilidade de bocas para conexão de novos poços), geralmente não são perfurados novos poços, logo, poços injetores de água são utilizados como injetores WAG. A injeção WAG abaixo do contato óleo-água faz com que a frente de gás rapidamente ascenda, formando uma capa de gás secundária que removerá parte do óleo dos poros e posteriormente será deslocado pela frente de água até o poço produtor. Para entendermos melhor o mecanismo de funcionamento, alguns conceitos importantes serão abordados neste capítulo. 3.1 Fator Miscibilidade Consoante ao mencionado no item Métodos Miscíveis, o deslocamento miscível é definido como um processo resultante da miscibilidade entre o óleo in place e o fluido injetado. São considerados fluidos deslocantes: solventes de hidrocarbonetos, dióxido de carbono (CO 2 ), nitrogênio e gás de combustão. Após ocorrer a miscibilidade do fluido injetado (constituir uma única fase com o óleo cru), seja ela por múltiplos contatos ou ao primeiro contato, condições são desenvolvidas no 41

43 reservatório através da alteração da composição do fluido injetado ou do óleo cru à medida que a frente vai avançando no reservatório. 3.2 Pressão mínima de miscibilidade A pressão mínima de miscibilidade (PMM) refere-se ao valor de pressão mínimo em que pode ocorrer a miscibilidade entre o fluido injetado (gás no processo WAG) e o óleo cru contido no reservatório. Vale ressaltar que a composição do gás utilizado no processo influencia na determinação a PMM. A PMM é um importante parâmetro para o processo de injeção alternada. Os métodos para determinar essa pressão (PMM) se baseiam em testes experimentais, correlações empíricas e cálculos da equação de estado. A previsão da PMM constitui uma importante etapa para o sucesso da recuperação de óleo no campo. Caso o método de recuperação utilizado seja um processo miscível é importante que a pressão do reservatório seja mantida acima da PMM para que ocorra a miscibilidade entre os fluidos. O CO 2 geralmente possui uma menor PMM com o óleo que o metano, o hidrogênio e o gás de combustão (Mello, 2015). Devido a esse fator, muitas vezes a utilização do dióxido de carbono é preferida para ser utilizada como fluido de injeção. Segundo Zhang (2004), a pressão de mínima de miscibilidade é afetada pelo teor de impurezas existentes na composição do gás. Quanto maior a presença de N 2 e/ou CH 4, a PMM será maior. Porém, quanto maior a concentração de sulfeto de hidrogênio (H 2 S) menor será a PMM observada Métodos para calcular a pressão mínima de miscibilidade A pressão de miscibilidade pode ser calculada através da realização de testes de deslocamento sob condições idealizadas. O teste slim-tube se tornou um procedimento aceitável, porém testes e interpretações precisas ainda não foram padronizados pela indústria de petróleo. Outro método que apresenta resultados comparáveis ao slim-tube e ainda é executado com menor tempo é o método rising-bubble (bolha ascendente). 42

44 Teste Slim-tube O equipamento de teste do slim-tube consiste em um tubo de aço inoxidável de aproximadamente 5/16 polegadas (in) de diâmetro interno e 40 pés (ft) de comprimento. O tubo é preenchido uniformemente com uma fina camada de areia ou partículas de vidro. A razão entre o tamanho da partícula e o diâmetro do tubo é o suficientemente pequena de modo que os efeitos da parede sejam desprezíveis. O tubo está em uma forma espiral fazendo com que o fluxo seja basicamente horizontal e o efeito da gravidade seja insignificante. Existe um sistema com bombas que garante o fluxo no meio poroso da amostra e a pressão é controlada por um regulador. O tubo e um equipamento auxiliar são inseridos em um local com temperatura constante. Na extremidade final do tubo há a coleta do fluido e sistemas de medição. Esse equipamento pode variar de um simples cilindro graduado e um medidor molhabilidade a um sistema mais complexo que envolve cromatografia de gás. Uma pequena célula visual também está presente na seção efluente do sistema que permite a visualização do fluido. Para conduzir o teste, o meio poroso no tubo é preenchido com o hidrocarboneto a ser deslocado. Esse geralmente é o óleo cru do reservatório o qual se pretende aplicar o método de injeção. O sistema é levado à temperatura de teste e a pressão é ajustada no regulador. O fluido que será responsável pelo deslocamento será injetado a uma taxa constante. Uma taxa linear de avanço consideravelmente maior do que a esperada no reservatório é utilizada para completar o experimento em um tempo razoável. A queda de pressão no sistema geralmente é a menor fração na média absoluta da pressão no tubo. Os dados de recuperação do hidrocarboneto no deslocamento do fluido no ponto da erupção, da recuperação no momento da injeção de uma específica pressão e volume (PV) e da recuperação total do hidrocarboneto são gravados. Todo o experimento é repetido por diversas em diferentes pressões, porém com todas as outras varáveis mantidas constantes. As recuperações são plotadas em função da pressão de deslocamento, conforme exibido na Figura 3.1. A pressão mínima de miscibilidade geralmente é a pressão identificada ao final da curva no gráfico, a pressão onde o incremento na recuperação já não é muito significativo. Por exemplo, o gráfico da Figura 3.1 exibe uma PMM de 1800 psi. 43

45 Figura 3.1: Gráfico oriundo do teste do slim-tube para identificação da PMM (Adaptado da fonte Green e Willhite, 1998) O teste slim-tube é apropriado para processos de vaporização e condensação, porém é sabido que a miscibilidade não é completamente desenvolvida. A eficiência é maior no processo e o desempenho na recuperação se comporta na forma do processo de vaporização ou condensação. Segundo Green e Willhite (1998), a execução do teste slim-tube é simples, porém pode levar bastante tempo e tem sido muito usada no design de processos miscíveis ou em amostras de reservatórios para determinar processos miscíveis candidatos. A consideração de que efeitos não ideais, como segregação gravitacional ou fingerings viscosos são desprezíveis nem sempre é válida Método da bolha ascendente O método da bolha ascendente para medir a PMM consiste um tubo de vidro montado verticalmente em um indicador de nível de alta pressão em temperatura controlada. Uma luz de fundo é utilizada no indicador de nível de modo que o comportamento possa ser observado. O tubo e o indicador são os primeiros a serem preenchidos com água destilada. Após essa etapa, a água é deslocada com o óleo para ser testada, exceto por uma pequena coluna no fundo. A temperatura é mantida constante no valor desejado, usualmente a temperatura do reservatório de interesse, já a pressão é mantida em um valor específico de teste. Logo após, uma pequena bolha de gás é injetada no fundo do tubo. A bolha de gás ascende primeiramente pela coluna de água e posteriormente pelo óleo. Esse comportamento é observado à medida que ascende pela região do visor de vidro. 44

46 O comportamento da bolha é bastante distinto acima ou na PMM. À medida que a bolha ascende, o seu formato vai sendo alterado e se dispersando no óleo. Bem abaixo da PMM, a bolha mantém o formato esférico à medida que sobe, porém diminui em tamanho como resultado da transferência de massa entre o gás e o óleo. Muito acima da PMM, a bolha se dispersa no óleo rapidamente. Tal comportamento pode ser observado pela Figura 3.2, onde a imagem da esquerda exibe o comportamento da bolha em uma situação abaixo do valor da PMM, enquanto a da direita mostra a dispersão da bolha em um cenário com valores acima da PMM. Figura 3.2: Imagens comparativas do teste referente ao método da bolha ascendente (Schlumberger Oifield Glossary) Os inventores do processo apresentaram os valores determinados da PMM bem similares aos obtidos com o método slim-tube. Investigadores que usaram o método da bolha ascendente concluíram que o método é significativamente mais rápido que o teste slim-tube e possibilita a obtenção de mais dados no sistema em um determinado tempo Previsão da PMM A pressão mínima de miscibilidade é comumente prevista a partir de correlações empíricas baseadas em resultados experimentais e também a partir de cálculos do comportamento de fase baseado na modelagem computacional e nas equações de estado. A primeira abordagem relaciona-se às correlações empíricas e são simples de aplicar. O valor previsto pode apresentar erros significativos, especialmente se a correlação é aplicada em condições muito distantes das condições experimentais na qual a correlação estava baseada. Correlações empíricas são geralmente usadas para obter as primeiras estimativas ou como ferramenta de triagem. 45

47 A segunda abordagem envolve a aplicação da Equação de Estado e pode ser utilizada para obter resultados mais confiáveis. Entretanto, essa abordagem exige a disponibilidade de uma significativa quantidade de dados da composição dos fluidos do reservatório. Esses dados muitas vezes não estão disponíveis, embora eles possam ser obtidos a partir de análises de laboratório que nem sempre são simples. Além disso, os cálculos são complexos e envolvem a aplicação de solução de algoritmos e computadores. Alguns algoritmos não estão universalmente disponíveis para a indústria. Devido as constantes de equilíbrio exigidas nos cálculos não serem conhecidas precisamente ou porque a Equação de Estado não possui acurácia suficiente, os cálculos devem ser calibrados contra os dados experimentais de PVT (pressão, volume e temperatura). 3.3 Eficiência de varrido A eficiência de varrido pode ser calculada verticalmente, horizontalmente ou pela combinação das duas anteriores, originando a eficiência volumétrica. Segundo Rosa et al. (2006), os valores da eficiência de varrido dependem da razão de mobilidade, do volume injetado e do esquema de injeção adotado (geometria da injeção) Eficiência de varrido areal Para reservatórios reais e com propriedades não uniformes, a eficiência areal deve ser substituída pela eficiência de deslocamento. A eficiência areal é controlada por quatro fatores principais: injeção/produção, permeabilidade em reservatórios heterogêneos, razão de mobilidade e a importância de forças gravitacionais e viscosas. A eficiência areal em um reservatório idealizado pode ser calculada pela a área varrida dividida pela área total do reservatório Eficiência de varrido vertical A eficiência de varrido areal deve ser combinada de uma maneira apropriada com a eficiência de varrido vertical para determinar a volumétrica. Alguns fatores afetam a 46

48 eficiência vertical, são eles: segregação gravitacional devido à diferença nas densidades, razão de mobilidade, variação na permeabilidade vertical para horizontal e forças capilares. A eficiência de varrido vertical pode ser calculada pelo espaço poroso invadido pelo fluido injetado divido pelo espaço poroso incluso em todas as camadas atrás da camada limite frontal (camada que definiu a eficiência areal). A eficiência de varrido vertical está definida pela região hachurada da Figura 3.3, onde k 1 >k 2 >k 3. Figura 3.3: Esquema demonstrativo para o cálculo da eficiência de varrido vertical (Rosa et al., 2006) Eficiência de varrido volumétrica A eficiência de varrido volumétrica pode ser considerada conceitualmente o produto das eficiências de varrido areal e vertical. Considerando um reservatório com porosidade, espessura e saturação de hidrocarbonetos uniformes, porém constituído por diferentes camadas. A eficiência de varrido volumétrica (E v ) pode ser expressa por: Onde: E v = E A xe t (15) - E A Eficiência de varrido areal; - E t - Eficiência de varrido vertical; 3.4 Eficiência de deslocamento Enquanto a eficiência de varrido volumétrica representava o parâmetro de análise da injeção do fluido a um nível macroscópico, a eficiência de deslocamento representa um parâmetro no nível microscópico. 47

49 É sabido que o objetivo do fluido injetado é deslocar o máximo de óleo existente no reservatório para que a produção do campo seja elevada, porém, nem todo o óleo ali existente será deslocado, originando assim uma parcela residual. A eficiência de deslocamento analisa a quantidade de óleo existente inicialmente e a saturação residual, conforme exibe a equação 16: Onde: E D = S o S or (16) - E D Eficiência de Deslocamento - S o Saturação de óleo inicial no reservatório - S or Saturação de óleo residual média 3.5 Mobilidade e Razão de mobilidade A mobilidade (λ) refere-se a razão da permeabilidade efetiva de um fluido e a viscosidade do mesmo em condições de reservatório, conforme a equação 17, onde f representa um fluido qualquer. λ f = k f µ f (17) A razão de mobilidade (M) em um processo de deslocamento representa uma função direta da viscosidade dos fluidos deslocados e deslocantes. A razão de mobilidade é definida pela relação entre a mobilidade do fluido deslocante atrás da frente de avanço e a mobilidade do fluido que está sendo deslocado, conforme apresentado na equação 18, onde o subscrito o refere-se ao óleo e D ao fluido deslocante. M = λ D λ o = k D µ D x µ o k o (18) A razão de mobilidade afeta a estabilidade do processo. Analisando a equação da razão de mobilidade (18), deduz-se que caso M seja maior que 1 (um), o fluido deslocante flui de uma maneira melhor que o fluido deslocado (óleo), podendo gerar canais preferenciais pela fase deslocante, deixando de deslocar uma grande quantia de óleo. Porém, se o valor da razão de mobilidade for menor que 1, o deslocamento é estável. 48

50 4 Estudo de casos de projetos pilotos offshore com injeção WAG no mundo 4.1 Baía de Quarantine Golfo do México Segundo Hsie e Moore (1988), a maioria dos projetos utilizando CO 2 foi realizada na Bacia Permian e poucos pilotos foram reportados na região do Golfo do México apesar de ser uma base de recurso para injeção de CO 2. O desenvolvimento do projeto na Baía de Quarantine foi iniciado pela Gulf Oil E&P (atualmente Chevron) para testar o processo WAG com CO 2 miscível em um reservatório com alto teor de BS&W (basic sediment and water). Reservatórios similares são comuns em campos offshore e em baías extensas. Esses campos contém quantidade considerada de óleo residual que poderia ser recuperado pela injeção WAG-CO 2. Esse projeto conta com um poço injetor, dois poços de monitoramento e cinco produtores. O processo foi iniciado em outubro de 1981 e finalizado em fevereiro de Houve a realização do trabalho de caracterização de reservatório, incluindo estudos geológicos, análise de testemunhos e estudo de perfis. Foi conduzido um levantamento de traçadores (tracers) radioativos e foi realizada uma simulação composicional 3D com adequado ajuste histórico para avaliar a eficiência de varrido e o fator de recuperação previsto (Hsie e Moore 1988) Descrição do Reservatório De acordo com Hsie e Moore (1988), o Campo está localizado cerca de 50 mi a Sudeste de Nova Orleans, conforme a Figura 4.1. O campo da Baía de Quarantine está disposto sobre uma camada de domo de sal. A produção é oriunda do arenito da idade do Mioceno localizado em profundidades que variam de a pés. 49

51 Figura 4.1: Localização do Campo de Quarantine (Hsie e Moore, 1988) O reservatório se localiza no flanco ocidental da falha C, que se estende do Nordeste ao Sudoeste. O contato óleo-água está localizado a ft de profundidade submarina. O mapa estrutural do QB 4RC é apresentado na Figura 4.2. Figura 4.2: Mapa estrutural do reservatório (Hsie e Moore, 1988) A produção de óleo na QB 4RC começou em Janeiro de O reservatório continha um volume estimado de óleo in place de 17,5 MMbbl. A produção acumulada decorrente da produção primária de 23 poços é equivalente a 9,5 MMbbl de óleo, 26 MMbbl de água e MMscf de gás. Todos os poços produtores produziam grandes quantidades de água antes da injeção de CO 2. Durante 42 anos de produção primária, a pressão do reservatório 50

52 declinou de para psi. A queda na pressão não foi tão acentuada devido à atuação de um forte influxo de água. Os arenitos do QB 4RC consistem em dois distintos membros separados por uma camada de folhelho. Os testemunhos de reservatório indicaram que as areias que constituem o arenito não consolidado são intercalado por finas e descontínuas camadas de folhelho. A parte superior representa o reservatório de melhor qualidade e boa continuidade, enquanto a parte inferior é argilosa. Devido à qualidade da parte superior do reservatório, este foi selecionado para o projeto de injeção com CO Área do Projeto Piloto O piloto foi conduzido em uma área equivalente a 56,83 acres, com uma espessura líquida da camada de óleo igual a 15,09 ft. Existe uma considerável heterogeneidade no reservatório devido ao ambiente deposicional deltaico. A porosidade na região varia de 24,7% no Norte a 27% no Sul. As permeabilidades calculadas a partir dos perfis e dos testemunhos variam de 100 a 900 md (Hsie e Moore, 1988). A área do Piloto contém um VOIP (volume de óleo in place) estimado em 1,11 MMbbl. A saturação média de óleo residual calculada a partir de perfis nêutrons era de 38% antes da injeção de CO 2. Foi realizado um teste de pressão transiente antes do início da injeção de CO 2 para confirmar a continuidade de fluido no reservatório. Um banco de água foi injetado a uma vazão média de bbl/d durante 12 horas. Os valores de pressão eram monitorados em diversos poços (40, 41, 140, 169, 214 e 318). Os resultados dos testes confirmaram a comunicação entre os poços do projeto. Estudo dos fluidos do reservatório Segundo Hsie e Moore (1988), um separador de bifásico obteve amostras oriundas do poço 212 para determinar as propriedades do fluido e o comportamento de fase. Foi observada uma pressão de saturação de psia a uma temperatura de reservatório de 183 ºF. O estudo realizado sobre o óleo indicou um fator volume de formação de 1,234 RB/STB, a RGO de 435 scf/bbl e uma viscosidade de 0,94 cp na pressão de saturação. Algumas informações sobre o reservatório e o fluido são apresentadas na Tabela

53 Tabela 4.1: Características principais do fluido e do reservatório (Adaptado de Hsie e Moore, 1988) Dados de Fluido e Reservatório Área do Piloto (acres) 57 Volume do Piloto (acre-ft) 861 Temperatura ( F) 183 Pressão do Res. Atual (psia) Datum (ft) 8180 Porosidade (%) 26,4 Permeabilidade (md) Espessura do arenito (ft) 15 Saturação de óleo residual (%) 38 Saturação de água irredutível (%) 23 API do óleo 32 Viscosidade do óleo (cp) 0,94 Massa específica do óleo (lb/ft 3 ) 46,82 Fator Volume de Formação (RB/STB) 1,23 RGO (scf/bbl) 435 Foi realizado um teste de slim-tube a temperatura de 185 ºF e psia, no qual após a injeção de 1,2 HCPV de CO 2, 96,5% do óleo original in place foi recuperado, indicando o desenvolvimento de miscibilidade por múltiplos contatos. O deslocamento do CO 2 WAG era esperado ser miscível visto que a pressão média do reservatório era de psia antes da injeção de CO Definição do Projeto e implementação Foi desenvolvida uma simulação de reservatório com modelo para auxiliar na definição do projeto preliminar. Seções transversais 2D foram criadas para determinar o quanto o fator de recuperação seria afetado pela razão de permeabilidade vertical-horizontal, para definir as dimensões do banco de CO 2, delimitar razão do WAG e testar vários esquemas de injeção (injeção contínua de CO 2 x processo WAG). De acordo com os resultados da simulação o projeto ideal considerado foi o processo WAG-CO 2 com 19,5% HCPV e uma razão WAG de 1 para 1. O valor de 19,5% de HCPV de CO 2 pode parecer pequeno quando comparado a outros projetos já publicados, entretanto, bancos maiores poderiam não ser justificados economicamente baseado no incremento da recuperação (Hsie e Moore, 1988). 52

54 Posteriormente, a injeção era de apenas 18,9% HCPV de banco de CO 2, equivalente a 483 MMcf. A redução foi resultado da melhoria no processo restringindo as perdas durante o manuseio e transporte de CO 2. A razão do processo WAG foi alterada para 2:1 após o quinto ciclo, quando a simulação composicional posterior mostrou que uma razão maior geraria uma maior vida útil do projeto e um melhor fator de recuperação. Projeto de instalação na superfície As instalações de injeção e produção foram locadas em duas plataformas separadas, construídas especialmente para o projeto. A profundidade média da lamina d água era de 5,91 ft. Um sistema foi instalado anexo à plataforma de injeção para acomodar as barcas de transporte de CO 2. Conforme Hsie e Moore (1988), o CO 2 líquido alimenta a plataforma de injeção através da ação da gravidade por meio de tubos isolados. Bombas centrífugas elevam a pressão para manter o estado líquido enquanto entra na seção de sucção das bombas tríplex. A pressão de descarga das bombas tríplex é aproximadamente psi enquanto a temperatura gira em torno de 6 ºF. Após deixar a plataforma, o CO 2 altamente pressurizado era conduzido na tubulação com aproximadamente 0,5 mi até o poço injetor. Uma linha separada para injeção de água foi instalada para o ciclo de água. Os fluidos de injeção eram mantidos separados até o momento de entrada na cabeça do poço. As instalações de produção foram construídas por materiais capazes de operar até 100 psi. Inibidores de corrosão foram estrategicamente aplicados em vários pontos para proteger a tubulação da plataforma e os vasos de produção. Devido à baixa pressão parcial de CO 2 e ao uso de inibidores químicos, não foi observada corrosão nos equipamentos de superfície. Desenvolvimento dos poços e design de completação O projeto inicial incluía a perfuração do poço 318 e a recompletação dos outros seis poços já existentes. O poço 212 foi convertido em produtor, já os poços 40 e 169 foram completados como poços produtores e de monitoramento. O restante dos poços (41, 140, 214 e 318) foi completado como produtores e equipados para operação de gas lift. Um poço seria utilizado como injetor WAG (Hsie e Moore, 1988). 53

55 Fornecimento e injeção de CO 2 Segundo Hsie e Moore (1988), o CO 2 líquido era transportado de Nova Orleans até a Baía de Quarantine, equivalente a uma distância de 70 mi, resultando a uma viagem de aproximadamente 12 horas dependendo das condições climáticas. Três embarcações com capacidade unitária de 150 toneladas eram responsáveis por transportar o CO 2 líquido para o campo. O único problema operacional encontrado no fornecimento foi o de atrasos no transporte durante os meses da primavera devido à baixa visibilidade. A injeção de CO 2 foi iniciada em 25 de outubro de Durante os 14 ciclos de WAG, tons de CO 2 foram injetadas a uma vazão média de 87 tons/d. Em relação à injeção de água a vazão media obtida foi de bbl/d e bbl por ciclo. A injeção acumulada de CO 2 foi de tons, enquanto a de água resultou em 346 Mbbl durante aproximadamente 16 meses do processo de WAG-CO 2. A injeção contínua de água teve início em 7 de fevereiro de 1983 após todo o CO 2 ter sido injetado. A injeção de água acumulada desde 1983 até outubro de 1987 foi de quase 2 MMbbl, ou 1,45 HCPV Desempenho do projeto O primeiro poço a responder a injeção de CO 2 foi o poço de monitoramento 40. A pressão de shut-in incrementou de 800 para psi em 15 de novembro de Amostras coletadas em 18 de janeiro de 1982 continham 33% de CO 2, indicando a ocorrência da erupção. A produção de CO 2 cresceu rapidamente junto com a produção de óleo, atingindo o patamar de 90% em março de 1982, fazendo com que o poço fosse fechado devido ao alto valor de CO 2 produzido (Hsie e Moore, 1988). A resposta de produção dos outros poços foi similar ao poço 40, onde o aumento da produção de óleo estava associado à erupção do CO 2. O poço 169 foi fechado em fevereiro de 1982 devido à alta produção de CO 2. Os poços 41, 214 e 318 produziram até setembro de 82, quando foram descobertos sérios problemas de corrosão. O poço 318 foi restaurado e voltou a produzir em dezembro de 83, porém seis meses depois, a elevada produção de água o deixou inoperável. O poço 41 passou por manutenção e voltou a operar em abril de 83 com o pico de produção observado em agosto de 83 com 306 bbl/d, 37% de água e 56% de concentração de CO 2. 54

56 A presença de CO 2 não foi observada no poço 140 até outubro de 1982, quando os outros três poços foram fechados devido à corrosão. Com o fechamento dos poços 214 e 318, o poço 140 passou a ser monitorado de forma mais cautelosa, com injeção contínua de químicos e realização de coleta de amostras diárias objetivando checar a corrosão do tubo. O poço produziu por 16 meses após a chegada de CO 2. A produção de óleo atingiu 60 bbl/d em janeiro de 1984, quando a corrosão também o atingiu. Porém, a produção no poço 140 estava aumentando com o tempo e devido aos investimentos realizados, o poço não foi fechado, resultando como o pior produtor no projeto. De acordo com Hsie e Moore (1988), enquanto o poço 214 foi fechado devido problemas de corrosão, uma resposta de produção foi verificada no poço 170. Este não estava incluso no projeto inicial e estava fechado ao longo da operação. Nesse momento, foi decidido substituir o poço 214 pelo 170 e expandir o projeto de 47 para 57 acres. O poço 170 produziu com equipamento padrão para gas lift e sem proteção para corrosão durante três meses, porém foi recompletado em dezembro de 83 e equipado com 13% de cromo, com gravel pack com tela e liner de aço inoxidável. Os poços 41 e 170 foram os únicos produtores remanescentes, totalizando uma vazão de produção média de óleo de 55 bbl/d com 96% de corte de água e 2% de CO 2.Com exceção do poço 214, o traçador chegou aos poços logo após a chegada de CO 2. Recuperação A recuperação de óleo oriunda do projeto na QB 4R foi considerada um sucesso. Em Outubro de 1987 a produção acumulada de óleo era de 187 Mbbl, Mbbl de água e 283 MMcf de CO 2. A produção é equivalente a 16,9% do VOIP da área do projeto. A produção total de fluido foi superior ao volume injetado devido ao influxo de água oriundo do aquífero. A produção de CO 2 foi equivalente a 59% do CO 2 injetado. A razão de CO 2 por óleo recuperado foi de 2,57 Mcf/bbl (Hsie e Moore, 1988). A vazão de produção máxima de óleo obtida no projeto foi de 328 bbl/d observada no dia 29 de setembro de O gráfico da Figura 4.3 apresenta a média das curvas de vazão mensal, enquanto o gráfico da Figura 4.4 exibe a recuperação de óleo acumulada pelo HCPV dos fluidos injetados (CO 2 e água). 55

57 Figura 4.3: Produção de óleo ao longo dos anos (Hsie e Moore, 1988) Figura 4.4: Recuperação Acumulada de óleo (Hsie e Moore, 1988) O poço 41 contribuiu com bbl de óleo produzido, equivalente a 63% do total recuperado. Esse fator de recuperação para o poço não foi uma surpresa devido aos valores da espessura do reservatório, da permeabilidade e da porosidade, pois são maiores na região entre os poços 212 e 41 que no restante da área do piloto. A Tabela 4.2 resume as produções acumuladas obtidas em cada poço do projeto. 56

58 Tabela 4.2: Resumo de dados de produção (Adaptado de Hsie e Moore, 1988) Resumo dos dados de produção por poço Poço Projeto Atual Produção Acumulada (Outubro de 1987) Recuperação Final esperada Sem fluxo interrompido Óleo (bbl) Água (Mbbl) CO2 (MMcf) Óleo (bbl) Total Avaliação do projeto A realização de uma análise das respostas de produção e dos dados dos fluidos indicou que o mecanismo de deslocamento do CO 2 foi caracterizado pela vaporização de hidrocarbonetos. A frente miscível consistia principalmente de óleo rico em CO 2 e de óleo produzido acompanhado de quantidades significativas de dióxido de carbono. Banco de óleo com pouco ou nenhuma concentração de CO 2 parecem ter se formado a frente do banco de CO 2. Foi observado que o corte de óleo na produção raramente excedia 25% nos poços no projeto, exceto no 41 (Hsie e Moore, 1988). A Figura 4.5 exibe a distribuição dos componentes de hidrocarboneto no poço 41. Figura 4.5: Distribuição dos componentes presentes no poço 41 (Hsie e Moore, 1988) 57

59 A frente miscível era aparentemente rica em hidrocarbonetos com peso molecular de estruturas de C 6 ao C 19, indicando uma extração ampla pelo CO 2. Entretanto, a porcentagem de componentes C 1 ao C 6 permaneceu pequena e estável tanto antes quanto depois da erupção de CO 2. O inchamento do óleo e a redução na viscosidade resultantes da solução em CO 2 no óleo também são considerados como contribuintes para o aumento da mobilidade do óleo residual. Controle da corrosão Segundo Hsie e Moore (1988), a corrosão do material das tubulações criou não apenas o maior problema operacional como também ocasionou atrasos e perca de produção. A tentativa inicial de proteger a tubulação J-55 com injeção de químicos não foi bem sucedida. Os inibidores de corrosão foram aparentemente ineficientes para controlar a corrosão nas quantidades injetadas. A produção de areia e a erosão também aceleraram o processo de corrosão removendo a película de proteção dos metais. O reservatório não havia vivenciado problemas com areia durante a produção primária e consequentemente os poços não estavam inicialmente equipados com gravel pack. Foi notada principalmente no poço 318, após a chegada de CO 2, uma produção significativa de areia. Uma revisão do testemunho desse poço mostrou a presença de carbonatos, como calcita, dolomita e siderita. A dissolução desses materiais provavelmente ocorreu devido à presença do ácido carbônico formado da interação da água e do CO 2. Esse processo é evidenciado pelo aumento da produção de bicarbonatos e pode ser verificado no gráfico da Figura 4.6. Figura 4.6: Produção de bicarbonato no poço 41 e curva de injetividade no poço 212 (Hsie e Moore, 1988) 58

60 Os poços 41 e 318 passaram por reparos e foram recompletados com proteção plástica para a tubulação N-80 e com gravel pack de aço inoxidável. O poço 170 foi equipado com 13% de cromo e com mesmo sistema de gravel pack. Eficiência de varrido A eficiência de varrido promovida pelo CO 2 foi investigada através de estudo de uma simulação composicional. Duas camadas com espessuras aproximadas foram usadas para delinear a área do projeto na simulação. O CO 2 foi previsto para varrer 39,54 acres da camada superior e somente 19,52 acres da camada inferior devido à segregação gravitacional (Hsie e Moore, 1988). O projeto de produção e os dados do fluido não indicaram uma severa segregação gravitacional e nem criação de caminhos preferenciais para o CO 2. Uma comparação do tempo da erupção do CO 2 e do traçador radioativo (que marcava a água injetada) mostrou que a água seguiu a frente de CO 2 em todos os poços, exceto em um. O processo de injeção WAG provavelmente foi efetivo em reduzir o a mobilidade do CO 2 e também proporcionou um incremento na varredura volumétrica. A heterogeneidade do reservatório, a dispersão e a difusão foram consideradas os principais fatores de contribuição para distribuição do CO 2 e para minimizar os efeitos da gravidade. Avaliação da recuperação De acordo com Hsie e Moore (1988), uma simulação composicional foi utilizada e o ajuste histórico foi realizado de forma bem sucedida para se obter a produção primária de 1940 a 1981 e da injeção WAG-CO 2 de 1981 até junho de 85. O volume de óleo original in place calculado antes da injeção de CO 2 era de Mbbl e de óleo residual in place equivalente a 484 Mbbl. Esses valores correspondem a uma saturação de óleo média antes da injeção de CO 2 igual a 42%. Ao final do ano de 1986, o volume final previsto de óleo recuperado era de 203 Mbbl ou 18,3% do volume original de óleo in place. Para determinar o potencial de recuperação do processo de injeção WAG-CO 2 foi considerado uma situação hipotética com produção interrupta de todos os poços e produzindo até o limite de água previsto, originando assim, um fator de recuperação de 20,1% do VOIP (223 Mbbl). Ou seja, um valor ligeiramente superior ao encontrado pela simulação muito 59

61 devido ao fechamento prematuro do poço 140 e das interrupções na produção dos outros produtores ocasionadas pela corrosão. O projeto de recuperação de óleo foi considerado como bem sucedido mesmo usando um banco pequeno de CO 2 (18,9% HCPV). A simulação de reservatório mostrou que a recuperação de óleo não é muito dependente do volume injetado quando se trabalhar na faixa de 15 a 35% HCPV. Quanto menor o tamanho do banco mais atraente economicamente será a injeção de CO 2 porque usará uma menor quantidade de dióxido de carbono (Hsie e Moore, 1988). A excelente resposta do projeto e a recuperação promovida demonstrou a viabilidade técnica do processo de injeção miscível de WAG-CO 2 para produzir o óleo residual no Golfo. Os dados coletados e as experiências adquiridas da operação do projeto piloto terão grande importância na implementação de injeção de CO 2 em outros reservatórios do Golfo Conclusões sobre a realização do Projeto piloto no Golfo do México: A recuperação acumulada do projeto foi 187,9 Mbbl, equivalente a 16,9% VOIP. A recuperação oriunda da simulação apresentava um valor de 203 Mbbl (18,3% VOIP); Um banco de 18,9% HCPV foi o suficiente para obter um incremento na recuperação; A frente miscível consistia principalmente de CO 2 e hidrocarbonetos de C 6 a C 19. A presença de C 1 a C 6 no óleo tiveram pouco efeito no mecanismo de deslocamento; A formação de ácido carbônico é apontada como principal fator da dissolução de materiais carbonáticos no reservatório. A produção de areia ocorreu como consequência, fato que não era observado antes do processo de injeção de CO 2. A erosão causada pela areia acelerou o processo de corrosão; Uma proteção eficiente para controle de corrosão pode ser formada por uma combinação de fatores: uso de ligas especiais, uso de revestimento de plástico na parte interna e injeção de químicos para controle; A segregação gravitacional foi prevista na simulação, porém os dados do campo não indicaram forte atuação gravitacional e nem a criação de caminhos preferenciais para o CO 2 ; 60

62 O projeto QB 4RC demonstrou que o processo de WAG-CO 2 poderá ser utilizado com sucesso para recuperar volumes consideráveis de óleo residual de reservatórios na costa do Golfo. 4.2 Campo de Statfjord Mar do Norte A injeção alternada de água e gás é bastante utilizada para melhorar a recuperação de óleo devido ao aumento da eficiência de varrido macro e microscópica. Essa técnica foi implementada em 1997 como suplemento da injeção de água no campo de Statfjord, operado pela Statoil. O campo encontrava-se com a produção em declínio apresentando um fator de recuperação de 54% e um corte de água de 70% (Crogh et al., 2002). O Campo de Statfjord foi descoberto no Mar do Norte em 1973 e foi considerada a maior quantidade de óleo descoberta na Europa até então. O volume de óleo original in place foi estimado em aproximadamente MMbbl e o fator de recuperação esperado era de 65%. O campo foi desenvolvido por 3 (três) plataformas integradas, conforme exibido na Figura 4.7. A Plataforma Statfjord A entrou em operação em 1979, já a Statfjord B em 1982 e a Statfjord C em A venda de gás para o Reino Unido e para o continente Europeu começou em Outubro de 85. Figura 4.7: Visão geral do Campo de Statfjord (Crogh et al., 2002) A produção de óleo de 692 Mbbl/d era considerada a média normal diária durante o pico, porém, com o declínio da produção anteriormente a utilização do método WAG a vazão girava em torno de 182 Mbbl/d. 61

63 Como tentativa de recuperar o óleo residual, a injeção WAG foi iniciada no reservatório Brent através do poço piloto B-05 em Fevereiro de 1997 e devido ao sucesso dos resultados, o projeto foi expandido para o Campo todo. Grandes quantias de óleo foram identificadas, especialmente nas áreas do topo Descrição do Reservatório Segundo Crogh et al. (2002), o Campo de Statfjord está localizado entre a Noruega e o Reino Unido, possuindo 15,53 mi de extensão e 2,49 mi de largura. A maior parte das reservas originais é encontrada no semi-gráben da falha. Devido à instabilidade ao longo da falha, um sistema múltiplo de deslizamento foi criado na parte leste do Campo. Essa área descontínua é chamada de Flanco Leste. O Flanco Leste é bem complexo, com grande número de falhas. Complementando o desafio das condições estrutural, os sedimentos se reorganizaram ao longo do tempo devido aos movimentos deslizantes e de soerguimento. Geralmente, as porções do Flanco Leste não são bem conhecidas, porém a comunicação entre essa área e área Central é boa. O reservatório Brent é dividido em parte Superior e Inferior, separado por xisto (barreira de pressão) em partes basais da formação Ness. A parte Superior consiste na formação de Tabert no topo e de Ness no parte de baixo. O Brent inferior contém a formação Etive no topo, seguida da formação Rannoch e Broom no fundo. O Brent inferior possui uma variação na permeabilidade de 10 a 1000 md na formação de Rannoch. A qualidade do reservatório da formação Broom é baixa para ser produzida. A estratégia inicial para desenvolvimento do reservatório era separar a produção do Brent Superior e do Inferior, utilizando-se a injeção de água para manutenção da pressão. Uma linha de injetores de água foi completada abaixo do contato óleo-água. Os produtores, em sua maioria, estavam localizados próximos ao topo estrutural do campo principal. A eficiência da injeção de água foi avaliada utilizando informações dos perfis de saturação. Um aumento estável do contato óleo água foi observado, bem como a boa eficiência de deslocamento do óleo (Crogh et al., 2002). Em 1997 a injeção de água no Brent (arenito) foi complementada com o método WAG com o objetivo de deslocar o óleo residual do topo e para promover uma maior eficiência de varrido em algumas áreas. 62

64 4.2.2 Injeção WAG nos reservatórios Brent De acordo com Crogh et al. (2002), nos reservatórios que já estavam produzindo com altos teores de BS&W, ainda seria possível recuperar uma quantia significativa de óleo remanescente através da injeção alternada de água e gás. Após o período em que o Campo ficou produzindo apenas com injeção de água, o fator de recuperação era de 56% e o corte de água de 70%. A geologia estrutural do Campo de Statfjord é propícia para o sucesso da utilização do método WAG. Um dos efeitos importantes do WAG era promover o deslocamento do óleo das áreas crestais da parte Central para os poços produtores localizados no Flanco Leste. A Figura 4.8 ilustra o processo WAG no Campo. Figura 4.8: Ilustração da injeção WAG (Crogh et al., 2002) Além disso, acreditava-se que a injeção WAG aumentaria o varrido microscópico do reservatório através da produção do óleo residual. Esperava-se que os ciclos menores de WAG favorecessem a presença de três fases, resultando em uma redução da permeabilidade relativa do gás, dando assim, maior razão de mobilidade gás-óleo e consequentemente um melhor deslocamento no processo comparado ao fluxo de gás óleo duas fases. Para os reservatórios Brent, testes de laboratório indicaram que a pressão de miscibilidade poderia ser atingida apenas em condições superiores a psi, ou em aproximadamente 406 psi acima da pressão inicial do reservatório. A pressão do reservatório estava na faixa de psi; consequentemente, o processo WAG no Brent é imiscível. 63

65 Entretanto, foram observados indícios de vaporização/inchamento no Campo e um processo WAG de múltiplos contatos poderia ser alcançado (Crogh et al., 2002). Tanto a frente de água quanto a de gás contribuem para o incremento de óleo na injeção WAG. O óleo do topo é drenado principalmente pelo gás, deslocando o óleo para áreas onde serão posteriormente drenadas pela frente de água. Esse mecanismo tem sido observado nos poços produtores, visto que a produção de óleo aumentou depois que os injetores passaram a injetar água ao invés de gás. Potencial WAG no Campo Statfjord O potencial da técnica WAG no Brent é significativo. Uma grande quantidade de óleo remanescente era esperada ser produzida através da utilização dessa técnica. Esse potencial é proveniente de estudos de simulação de alta qualidade, mapeamento do óleo presente no topo da estrutura no Flanco Leste e Central, além da curva de aprendizado adquirida ao longo de cinco anos do processo WAG. Implementação do WAG Conforme Crogh et al. (2002), em 1997 foi iniciado o processo de injeção WAG no poço piloto B-05 na parte inferior do reservatório Brent. O poço B-05 foi considerado ideal para o WAG e os poços produtores potenciais localizam-se na parte superior da estrutura. Devido à estrutura da área, assumiu-se que uma grande quantia de óleo no topo seria contornada pela água. A localização dos poços em Statfjord pode ser verificada na Figura 4.9. Figura 4.9: Localização dos poços na área do Piloto WAG (Crogh et al., 2002) 64

66 Os resultados do Piloto foram positivos e influenciaram na decisão de expandir a implementação WAG para todo o Brent. A injeção WAG foi instalada em todo Campo de forma gradual até cobrir todo o reservatório Brent. Nove poços injetores WAG foram utilizados e resultados positivos foram observados em 22 poços produtores. A quantia de gás disponível para o processo de injeção no Campo de Statfjord era limitada. A utilização do gás era dividida entre a exportação, injeção no Brent e injeção em outros reservatórios. Portanto, a otimização na utilização do gás seria importante a fim de maximizar o lucro. O tempo de início da injeção em um poço e a flexibilidade ao longo dos diferentes poços injetores é importante para assegurar que o gás esteja sendo empregado de forma eficiente Estratégia WAG A estratégia de desenvolvimento do reservatório foi modificada em 1997 quando a injeção WAG foi implementada como meio de drenagem. A estratégia WAG, até então, era converter os poços verticais injetores de água no Brent Inferior em injetores WAG no Brent Superior, enquanto os novos injetores WAG no Brent Inferior seriam perfurados, em sua maioria, como poços horizontais abaixo do contato óleo-água (Crogh et al., 2002). A estratégia foi canhonear os injetores de tal forma em que o gás deslocasse uma maior quantidade de óleo possível durante o trajeto em direção aos produtores. Em relação aos produtores, a ideia foi realizar desvios e canhonear os poços de modo que o óleo varrido pelo gás fosse produzido com a menor quantidade de água e gás possível. Nos casos delicados dos injetores WAG no Brent Inferior, os poços foram posicionados e canhoneados na formação Rannoch almejando atingir a maior eficiência de deslocamento vertical possível. Os poços produtores existentes ditam a estratégia WAG adotada nos injetores. Isso significa que em alguns casos, os poços injetores somente irão injetar em algumas zonas ao longo da seção horizontal. Posteriormente, ao longo da sua vida útil, eles serão canhoneados em outras partes dependendo da cobertura do poço produtor. De acordo com Crogh et al. (2002), a estratégia adotada em relação à duração dos ciclos foi fazer uso de longos ciclos de gás de 1 a 3 anos. Um fator crucial para ocorrer a 65

67 inversão da injeção de gás para água nos poços era a erupção do gás e/ou a ocorrência de recirculação do gás. Monitoramento do processo WAG Uma equipe multidisciplinar é responsável pelo monitoramento da injeção WAG, analisando as respostas, recomendando operações nos poços, seguindo o programa de aquisição de dados relacionados ao WAG. Além disso, a equipe monitora a frente de fluido, avalia os perfis de produção e o potencial originado através do processo WAG (Crogh et al., 2002). Com o objetivo de produzir o potencial máximo através da injeção WAG é necessário otimizar o processo. Portanto, a aquisição de dados adequados e monitoramento do campo como um todo, bem como as resposta do WAG, são elementos importantes para o sucesso do projeto. Um extenso programa de perfis de saturação e de produção foi planejado e realizado. A proposta desses tipos de perfis é determinar o grau de avanço da água e do gás e identificar áreas com elevadas saturações de gás. O uso da tecnologia com traçadores foi muito utilizado no Campo. O uso de traçador permite que informações importantes sejam adquiridas proporcionando um melhor entendimento da estrutura e da complexidade dos caminhos de fluxo nas diferentes áreas Performance do WAG no Campo Após 5 anos de injeção WAG, os resultados foram considerados animadores segundo Crogh et al. (2002). Em Maio de 2002, o incremento total estimado na produção de óleo foi de aproximadamente 22 MMbbl (3,5 MMm 3 ). Em torno de 45% do gás injetado retornou à produção. Os volumes totais na produção em resposta ao WAG confirmaram o potencial do método. O aumento médio na vazão em 2001 foi de 22,6 Mbbl/d (3.600 m 3 /d). O incremento total do processo WAG é exibido pelo gráfico da Figura

68 Figura 4.10: Incremento total na produção de óleo devido ao WAG (Crogh et al., 2002) Todos os poços injetores WAG proporcionaram um incremento na produção de óleo nos respectivos produtores. A maioria dos poços já concluiu o primeiro ciclo. O piloto WAG finalizaria o segundo ciclo e posteriormente daria início ao terceiro ciclo no verão de A resposta da injeção WAG apresentou tendências variadas, dependendo de fatores como: A complexidade do reservatório/espessura da formação; A comunicação entre a parte do Campo Central e o Flanco Leste; O raio de drenagem dos produtores; A distância entre o injetor WAG e os poços produtores. O gráfico da Figura 4.11 exibe os volumes injetados de gás e o incremento de óleo. Porém, nota-se a existência de uma curva tracejada que se refere a uma modificação do perfil de incremento de óleo. A curva foi deslocada para a esquerda para ter o princípio na mesma data em que a injeção de gás foi iniciada (Fevereiro de 1997), objetivando coincidir a resposta do processo WAG com a tendência de injeção de gás. 67

69 Figura 4.11: Performance do WAG - Vazões diárias (Crogh et al., 2002) O incremento inicial na produção de óleo é explicado como resposta do WAG oriundo dos primeiros poços produtores a sofrerem os efeitos da injeção alternada. Esses poços tiveram incremento na vazão de mais de bbl/d (1.000 m 3 /d), enquanto outros poços tiveram aumento na taxa de a bbl/d (200 a 400 m 3 /d). De Abril de 1998 até Janeiro de 1999, não houve correspondência entre a taxa de injeção de gás e o incremento na vazão de óleo. Esse foi o período de implantação da injeção WAG. O tempo de resposta inicial do WAG é de aproximadamente 10 meses. Ao estudar os dados individuais de cada área do WAG, a resposta para o primeiro ciclo variou de 5 a 12 meses. No poço B-05, a resposta do segundo ciclo reduziu de 9 para 6 meses, resultando em uma redução de 20% de volume de gás injetado. Existe uma correlação clara entre a taxa de injeção do gás e o incremento na vazão de óleo, observa-se tal fato no período de Novembro de 1999 e meses posteriores. Uma alta taxa de injeção de gás corresponde a um alto incremento na vazão de óleo. Um efeito positivo foi observado em áreas do WAG quando houve a inversão da injeção de gás para água, fato que pode ser observado no período de Maio de 2000 a Julho de É importante ressaltar que um volume de MMscf (400 MMm 3 ) de gás foi necessário no injetor WAG antes de se obter qualquer resposta nos poços produtores. Isso se 68

70 deve a longa distância entre os injetores e os produtores, bem como a complexa comunicação estrutural. Observações no campo indicaram a existência de uma extensa migração de gás no sentido ascendente da formação. Essa migração vertical resulta em uma varredura volumétrica relativamente pobre do gás, efeito que muitas vezes é subestimado no modelo de simulação de reservatório. A baixa eficiência de deslocamento horizontal também é um desafio. Simulações de reservatório indicaram também que os poços injetores WAG horizontais proporcionam um melhor varrido volumétrico comparado aos poços WAG verticais. As informações obtidas do campo confirmaram essa hipótese (Crogh et al., 2002). Geralmente o primeiro ciclo WAG é o mais eficiente; não se espera que o ciclo subsequente de gás proporcione tanto incremento na produção de óleo quanto o primeiro. Alguns dos efeitos típicos devido ao método WAG são proporcionar aumento na vazão de produção do óleo, diminuir o corte de água e aumentar o RGO com o avanço da produção. Em alguns poços a queda no corte de água observada foi de 90 para 20%. Vários poços produtores duplicaram ou triplicaram a vazão de produção. O aumento da taxa de produção de óleo foi observado antes da erupção do gás, conforme apresentado na Figura Figura 4.12: Desempenho do poço B-07 com a injeção WAG (Crogh et al., 2002) Estimativa do incremento de óleo O incremento no óleo devido à injeção alternada de gás e água foi estimado através de comparações entre da curva de declínio prevista com a produção atual, conforme exibido na Figura

71 Figura 4.13: Análise da curva de declínio (Crogh et al., 2002) Segundo Crogh et al. (2002), ao se plotar o corte de água versus a produção cumulativa de óleo também se pode estimar o potencial da injeção WAG. A linha de tendência de corte de água é calculada antes e depois da resposta do WAG, conforme ilustrado na Figura As curvas de tendências são extrapoladas até o limite de produção devido a grande quantidade de água (cut-off) e a diferença na produção acumulada é calculada. Em alguns casos existe uma incerteza na estimativa, visto que o corte de água tende a se manter constante quando atinge 90-95% de água. Figura 4.14: Análise da curva de corte de água com a produção acumulada (Crogh et al., 2002) Uma comparação entre os dois métodos para estimar o volume incrementado é uma confirmação de que os resultados são condizentes. 70

72 4.2.5 Conclusões sobre a realização do Piloto WAG no Mar do Norte: A injeção WAG nos reservatórios Brent no Campo de Statfjord foi considerada um sucesso. Até Maio de 2002 quase 22 MMbbl (3,5 Mm 3 ) de óleo foi esperado ser recuperado devido aos efeitos do método de recuperação. Aproximadamente 45% do gás injetado retornaram à produção. O aumento na vazão da produção diária de óleo foi aproximadamente 22,6 Mbbl/d (3.600 m 3 /d), sendo a produção original do campo igual a 182 Mbbl/d (29 Mm 3 /d). Aumento na vazão de produção do óleo, diminuição do corte de água e aumento da RGO são alguns dos principais efeitos devido ao método WAG. Em alguns poços o corte de água foi reduzido de 90 para 20%. Vários poços produtores duplicaram ou triplicaram a vazão de produção. Geralmente o primeiro ciclo do WAG é mais eficiente; o ciclo subsequente não esperado proporcionar o mesmo incremento na produção quanto o anterior. O potencial estimado do método WAG no reservatório Brent era significativo. Uma grande parte do óleo restante era esperada ser recuperada através da injeção WAG. Esse potencial foi baseado em estudos de simulações com alta qualidade que mapeia o óleo no topo da estrutura no Flanco Leste e também na parte Central, além de levar em consideração os dados históricos dos cinco anos de experiência WAG no Campo. A equipe multidisciplinar de monitoramento do WAG foi outro importante elemento no sucesso da implementação e no entendimento do processo WAG. Estudos integrados foram necessários para o desenvolvimento do projeto, avaliação e otimização da injeção alternada. O monitoramento do WAG tem o objetivo de assegurar que o gás esteja disponível para a injeção e que esteja sendo utilizado de forma eficiente. 4.3 Campo VLE - Lago de Maracaibo, Venezuela Descrição do campo De acordo com Alvarez et al. (2001), o Piloto VLE-305 Lagocinco está localizado em uma área offshore com aproximadamente 0,17 acres. Existem 4 (quatro) reservatórios sobrepostos (C-20, 21, 22 e 23), sendo os três primeiros desenvolvidos com injeção de água desde os anos 60 e com fatores de recuperação em torno de 25 a 40% do VOIP. Já o 71

73 reservatório C-23 opera sob injeção de água desde os anos 90 e nele a maior parte das reservas restantes é encontrada. Por esse motivo, o C-23, localizado a uma profundidade de ft e com VOIP estimado em 434 MMstb, foi escolhido para o piloto WAG. A Figura 4.15 apresenta a localização da área do Piloto. Figura 4.15: Posição dos poços no Campo de Lagocinco (Alvarez et al., 2001) A área VLE-305 contém óleo leve com API de aproximadamente 32. A temperatura do reservatório é 236 F e a pressão de psi, que incialmente era de psi. Devido a essa queda de pressão o processo de injeção WAG será imiscível, porém os efeitos de inchamento podem exercer um importante papel no incremento de recuperação de óleo. Modelo do Reservatório Foi utilizada descrição estocástica do reservatório C-23 para a construção do modelo do projeto piloto. Dados de poços disponíveis foram usados para a criação do modelo geológico. A saturação de água foi distribuída deterministicamente, enquanto a porosidade e permeabilidade foram distribuídas de forma estocástica. O reservatório é formado por rochas areníticas com heterogeneidades laterais e areais (Alvarez et al., 2001) Design do Piloto WAG Segundo Alvarez et al. (2001), a injeção alternada de água e gás foi realizada com o objetivo de aumentar a recuperação de óleo em relação ao caso base, que considera a injeção de água. A injeção WAG foi modelada usando nitrogênio e gás de hidrocarbonetos. A injeção 72

74 com gás de hidrocarbonetos gerou um incremento de 25% na produção de óleo em relação ao caso base. Foi observado também incremento de 3% na produção quando se realizou o fechamento (shut-in) do poço após o ciclo de água. O grau de comunicação entre as camadas do reservatório C-23 na área do Piloto é incerto. Os dados de produção e da erupção do gás fornecem informações valiosas sobre a continuidade e a comunicação entre as camadas. Além disso, esses dados podem ser utilizados para promover ajustes na descrição do reservatório da área do piloto. Os estudos de previsões indicaram: - Erupção precoce nos poços VLE-0773, LPG-1462 e VLE-1328 ao final do ano 2000 sobre alguns cenários de injeção de gás; - Erupção precoce de água nos poços VLE-1328 e VLE O poço VLE-1328 aparenta ser o poço mais afetado pela injeção de água e pelo processo WAG. Os dados da erupção e dos traçadores são utilizados para o ajuste histórico da produção e para melhorias no modelo de simulação. Operações no Campo O projeto de desenvolvimento utilizou o modelo five-spot, com o injetor localizado na parte central. Em fase anterior ao início das operações, testes de injetividade foram conduzidos e indicaram que a injetividade na parte inferior do reservatório era aproximadamente 50% menor que na parte superior (Alvarez et al., 2001). A injeção foi iniciada no poço VLE-1324, em 25 de maio de 2000, com uma taxa de bbl/d durante os três primeiros meses. O programa de monitoramento começou com a injeção de traçadores juntamente ao primeiro banco de água e consequentemente o acompanhamento de cada poço produtor por meio das vazões, da RGO, pressão, temperatura. O poço VLE-1459 foi monitorado de forma especial por ser o mais próximo ao injetor. Ocorreu a transição no poço injetor (VLE-1324), onde houve a tentativa de se injetar gás a uma pressão de psi em 18 de agosto de 2000, porém foi observada a necessidade de uma pressão mínima de psi na cabeça do poço para que o gás pudesse atingir a formação. Por dois meses a injeção ficou sendo operada a uma pressão de psi, todavia nenhum fluxo de gás foi observado no reservatório. Após a alteração necessária na planta, 73

75 passou-se a injetar gás a uma pressão de psi com uma vazão de 2,2 MMscf/d (11 de outubro de 2000). Foram realizadas simulações para avaliar os efeitos provocados pelo atraso da injeção de gás. Esses resultados estão apresentados na Tabela 4.3. Tabela 4.3: Comparativo da injeção WAG x Injeção de água. Característica de produção em 01/01/2005 (Adaptado de Alvarez et al., 2001) Simulação Produção Acumulada obtida (STB) Fator de Recuperação (fração) Incremento de óleo (%) Injeção de Água , WAG - Gás de Hidrocarboneto , WAG - Gás de Hidrocarboneto com fechamento de poço na metade do ciclo , WAG - Nitrogênio , Conforme o artigo de Alvarez et al. (2001), o atraso no início da injeção de gás na formação mostrou um efeito positivo em relação à produção. No dia 23 de janeiro de 2001 foi realizada novamente a conversão no poço injetor, com intuito de se injetar água a uma vazão de bbl/d, dando início assim ao segundo ciclo de injeção de água, conforme apresentado na Tabela 4.4. Tabela 4.4: Sequência e duração dos ciclos do Piloto (Adaptado de Alvarez et al., 2001) Número do Ciclo Início Fim Tempo Vazão I Água Maio de 2000 Agosto de dias 3000 bbl/d Procedimento de espera Agosto de 2000 Dezembro de dias - I Gás Dezembro de 2000 Janeiro de dias 2,2 MMscf/d II Água Janeiro de 2001 Março de dias 3000 bbl/d Procedimento de espera Março de 2001 Junho dias - II Gás Junho de 2001 Não definido Não definido 2,2 MMscf/d Monitoramento O monitoramento do processo WAG foi planejado para se obter uma avaliação efetiva dos resultados alcançados. O programa incluiu injeção de traçadores, monitoramento das vazões de produção e injeção por poço e acompanhamento das pressões e temperaturas (Alvarez et al., 2001). 74

76 O esquema de monitoramento identificou que até o final de dezembro de 2000 houve um modesto incremento em relação à saturação de óleo e uma redução na saturação de água na formação dos poços produtores, indicando o processo de deslocamento ocasionado pelo WAG, conforme exibido na Figura Figura 4.16: Perfis de saturação observados (Alvarez et al., 2001) A injeção de traçadores possibilitou identificar a erupção precoce no poço VLE-773. No poço VLE-1342 os traçadores injetados (4-FBA Fluorobenzoic Acids e PMCP Perfluoro-methyl-cyclopentane) apresentaram respostas com diferentes tempos na erupção. As Figura 4.17 e Figura 4.18 apresentam os tempos de resposta de cada traçador utilizado e os poços produtores nos quais eles foram detectados. Figura 4.17: Traçador químico 4-FBA (Alvarez et al., 2001) 75

77 Figura 4.18: Traçador químico PMCP (Alvarez et al., 2001) Foi observada também a presença de traçador no poço VLE-1459, porém este não estava incluso no projeto inicial. Tanto o poço VLE-773 quanto o VLE-1342 responderam ao processo WAG com um incremento na produção de óleo e uma redução no corte de água. Essas informações são confirmadas pelos gráficos da Figura 4.19 e Figura Figura 4.19: Resposta operacional do poço VLE Vazão de óleo, Corte de água e RGO (Alvarez et al., 2001) 76

78 Figura 4.20 Resposta operacional do poço VLE Vazão de óleo, Corte de água e RGO (Alvarez et al., 2001) Utilização de outros métodos de recuperação avançada Devido ao fato de não se ter disponibilidade de grande quantidade de gás de hidrocarbonetos para injeção na área, outras técnicas de recuperação avançada foram levadas em consideração Injeção de Nitrogênio De acordo com Alvarez et al. (2001), a injeção de nitrogênio (N 2 ) para substituir o gás de hidrocarbonetos no processo WAG foi considerada. Uma potencial fonte poderia ser a planta de separação de ar criogênico que seria construída próxima ao local. Para uma comparação de confiança, os testes PVT foram obtidos da mesma maneira e as vazões de injeção (3.000 bbl/d) foram as mesmas utilizadas no piloto com gás de hidrocarboneto. Os resultados indicaram um deslocamento promovido 4% menor que o apresentado pelo gás de hidrocarboneto. O fator de recuperação da injeção de água em 01/01/2005 era 38,25% do VOIP. As simulações indicaram que a injeção WAG com N 2 no período de Outubro de 2000 até Janeiro de 2005 forneceria um incremento de 4,4% do VOIP comparado à injeção de água. 77

79 Considerando que as instalações de N 2 só estariam prontas em anos posteriores, a empresa venezuelana considerou utilizar uma unidade de separação de N 2 portátil para dar continuidade ao piloto de injeção WAG e ainda estender o projeto para mais um poço, possibilitando experimentar injeção imiscível de N Injeção cíclica de água Foi considerada também a injeção cíclica de água para poder acelerar a produção de óleo e reduzir o corte de água, tornando a produção mais econômica e dispensando investimentos adicionais no campo. A injeção cíclica é um método concebido com intuito de melhorar a eficiência da injeção de água em reservatórios heterogêneos (Alvarez et al., 2001). Algumas características do reservatório do Campo favorecem a injeção cíclica, destacam-se: Presença de camadas heterogêneas; Comunicação entre as zonas de alta e baixa permeabilidade; Grandes diferenciais de pressão entre as unidades do reservatório; Reservatório fraturado; Fluidos compressíveis. A proposta principal da injeção cíclica era criar condições de pressão através de pulsações transientes em zonas heterogêneas, contrastando assim, com as propriedades do reservatório. Essa técnica tem por objetivo intensificar a redistribuição da saturação de óleo sob efeito das forças capilares e gravitacionais. Na injeção cíclica na área do projeto piloto, a água é injetada com taxa de vazão crescente até metade do ciclo e depois sob taxa decrescente de vazão na metade restante do ciclo, ou até mesmo com o fechamento do poço. As simulações indicaram um aumento na produção de óleo de 2 a 3% no período de quatro anos. Os efeitos do fluxo acelerado transversal e gravitacionais são responsáveis por esse incremento. A Tabela 4.5 apresenta os resultados desse método. 78

80 Tabela 4.5: Comparativo da injeção cíclica com a Injeção de água. Característica de produção em 01/02/2005 (Adaptado de Alvarez et al., 2001) Simulação Produção Acumulada (STB) Fator de Recuperação (fração) Incremento na produção (%) Produção Acumulada de água (Mstb) Injeção de Água , meses de ciclo ,4377 1, meses de ciclo ,4415 2, meses de ciclo em 2001, 6 meses em 2002, 12 meses em 2003 e ,4461 3, Conclusões sobre a realização do Piloto WAG na Venezuela: O Projeto Piloto no Campo offshore VLE-305 no Lago de Maracaibo foi planejado, projetado e executado; Durante três anos a equipe desenvolveu estudos com o intuito de identificar as melhores condições para o projeto piloto (seleção da área, simulações numéricas, monitoramento, análise de perfis e integração com os resultados dos traçadores); Medições de saturações indicaram a formação de banco de óleo devido ao processo de injeção WAG; A injeção de traçadores permitiu uma melhor análise e entendimento do reservatório, fornecendo informações valiosas; As simulações mostraram que a recuperação de óleo poderia ser aumentada em 11% do VOIP devido à injeção de gases de hidrocarbonetos. Sequências de interrupções no processo WAG, como o fechamento do poço durante o período de troca de fluido injetado (água para o gás) têm efeitos positivos na produção. A injeção com N 2 pode aumentar 4,4% do VOIP comparado ao caso base (injeção de água). A injeção WAG com gás de hidrocarboneto (75% de metano) é mais eficiente quanto ao deslocamento provocado comparado ao N 2, devido à maior solubilidade no óleo e ao maior efeito de inchamento provocado. O estudo preliminar da injeção cíclica na área do projeto piloto indicou um aumento na produção de 2-3%, com potencial ainda melhor se o projeto puder ser ampliado para uma área maior do campo. 79

81 4.4 Campo de Dulang Malásia O Campo de Dulang está localizado a 80 milhas ao nordeste de Kerteh, conforme apresentado na Figura 4.21 e possui uma lâmina d água (LDA) de aproximadamente 250 ft. O desenvolvimento da região onde o projeto piloto foi instalado contava com 6 (seis) poços e produzia por depleção no começo dos anos 90. Porém, com o declínio da produção e a queda na pressão, foi iniciada a injeção de água periférica em 1996 (Nadeson et al., 2004). Figura 4.21: Localização do Campo de Dulang (Nadeson et al., 2004) EOR foi considerado para o campo offshore de Dulang com o objetivo de aumentar o fator de recuperação. Estudos indicaram que a técnica de reinjeção de parte do gás produzido, rico em CO 2 (50% CO 2 ), teria bom custo benefício. A injeção de gás imiscível foi considerada na injeção WAG devido ao relevante controle da mobilidade e do aumento da eficiência de varrido. Segundo Nadeson et al. (2004), o projeto piloto com injeção WAG foi iniciado em 2002 com o objetivo de aumentar a recuperação dos reservatórios E12/13 e E14. Além disso, visava analisar os resultados dessa técnica de recuperação avançada para que pudesse ser aplicada ao restante do Campo e também para outros campos da Malásia Reservatório Os reservatórios escolhidos se formaram em ambientes de marés. E12/E13 são bem representados por bancos de arenitos com canais percorrendo entre eles. Os sedimentos dos reservatórios E12/13 são capeados por carvão ao longo de toda sua extensão. Esses reservatórios estão separados do E14 devido à existência de formações extensas de folhelho e carvão (Nadeson et al., 2004). 80

82 A permeabilidade horizontal da rocha reservatório geralmente é maior que a da direção vertical devido ao ambiente deposicional de maré no E14 e ao desague fluvial de sedimentos no E12/13. A permeabilidade no intervalo E14 é maior que nas seções E12/13, porém a espessura líquida (net) é maior, logo o volume original de óleo in-place nos intervalos é equivalente. Também é observada uma maior variação dos valores de permeabilidade ao longo dos reservatórios E12/13 do que na seção E14. Portanto, o avanço de água/gás no intervalo E12/13 será mais lento que no intervalo E14 e também relativamente mais ineficaz e heterogêneo. De acordo com esses critérios, no limite econômico da produção, a injeção de água proporcionará um baixo fator de recuperação do óleo Estudo de Viabilidade Segundo Nadeson et al. (2004), o critério de seleção foi iniciado em 1998 para verificar a viabilidade de processos EOR em campos da Malásia. Estudos de laboratório sobre o comportamento de fases, vaporização, pressão mínima de miscibilidade, eficiência de deslocamento e tensão superficial foram realizados. Além disso, foi necessária a realização de modelos geofísicos e geológicos, seguido por simulações de reservatório realizadas com ajuste histórico e previsão de desempenho. A técnica WAG geralmente é aplicada com o objetivo de reduzir a existência de canais preferenciais do gás e ainda promover uma melhor eficiência de varrido vertical. Alguns projetos indicaram o uso de CO 2 imiscível. Devido à temperatura do reservatório de 215 F, o CO 2 não seria miscível ao óleo cru nas condições de pressão atual e nem mesmo na pressão inicial do reservatório. Através de modelagem das equações de estado foi determinado a pressão de miscibilidade por múltiplos contatos para o CO 2 e para gases de hidrocarbonetos produzidos, sendo respectivamente psi e psi. Essas pressões são significativamente maiores que a pressão de reservatório inicial, psi (Nadeson et al., 2004). Estudos de laboratório indicaram uma vaporização significativa de 15% do stock tank oil com o CO 2 puro. Porém, baseado na equação de estado, a vaporização é estimada entre 2 a 5% na pressão de operação do reservatório de a psi sobre a reinjeção do gás produzido. 81

83 Em vista das questões apresentadas e dos custos, o processo de EOR escolhido foi de injeção WAG imiscível envolvendo reinjeção do gás produzido contendo alto teor de CO 2. Conforme Nadeson et al. (2004), estudos em laboratório foram realizados com o objetivo de se obter dados para avaliar o processo de injeção imiscível de WAG. A injeção de água teve papel importante na recuperação de óleo, equivalente a 56,8% do óleo original inplace. Dois ciclos de injeção de água e gás foram realizados em rápida sucessão. Em torno de 6,2% adicionais de óleo foram recuperados durante esse período. É provável que parte do óleo tenha se vaporizado no gás. Acredita-se que ainda seja possível recuperar mais óleo realizando-se injeção de água alternada com gás. Seguindo os estudos laboratoriais, uma detalhada simulação de reservatório foi realizada, primeiramente no ano de 1999 e posteriormente em Esses estudos foram pontos de partida e a base para o planejamento e desenvolvimento do projeto piloto IWAG (immiscible water alternating gas - processo WAG que ocorre de modo imiscível) no Campo de Dulang Piloto IWAG De acordo com o artigo de Nadeson et al. (2004), um ano foi dedicado para se identificar os poços produtores e injetores adequados, assim como planejar o piloto e a planta. Essa etapa incluiu uma engenharia para planejar as instalações requeridas, aquisição e análise de dados (pressão, integridade dos tubos, completação e outros serviços de poços), implementação da estratégia, monitoramento e avaliação das atividades. A simulação WAG foi realizada adotando-se o modelo black-oil (não composicional) com o intuito de estudar o incremento na produção de óleo comparado ao caso base (injeção de água). Vários cenários foram criados utilizando todos os produtores e injetores existentes na área. Um poço foi perfurado em 2001 e indicou as diversas complexidades geológicas que necessitavam ser revisadas nas simulações e no plano do piloto. Ao todo são 6 (seis) poços utilizados durante o processo WAG, sendo 3 (três) produtores. A Figura 4.22 demonstra a disposição dos poços no Bloco S3. 82

84 Figura 4.22: Diagrama esquemático da estratégia IWAG no Bloco S3 (Nadeson et al., 2004) Desafios na recuperação de óleo Os três principais desafios destacados por Nadeson et al. (2004) são: 1- Drenar óleo da região mais alta do poço em um bloco com falhas; 2- Drenar óleo de reservatórios de baixa qualidade enquanto reservatórios de qualidade superior aceitam melhor a injeção e contribuem de maior forma para a produção de óleo; 3- Drenar o óleo deixado pela injeção de água periférica no intervalo de reservatório E12/13 e as piscinas de óleo no E14. Objetivos do projeto piloto Verificar se IWAG vai contribuir para varredura no bloco selecionado; Quantificar a variação no fator de recuperação e os custos do projeto; Determinar se IWAG apresenta um custo benefício significativo para ser utilizado como método de recuperação avançada no campo de Dulang; Obter informações que possam ser utilizadas para promover melhorias em projetos futuro de WAG Alguns testes são realizados antes da execução do projeto piloto. Esses testes têm como objetivo: 1- Informar a performance dos poços; 2- Indicar a capacidade dos poços de atuarem como injetores ou produtores; 83

85 3- Exibir a injetividade de gás e água; 4- Definir a conectividade do reservatório dos injetores aos produtores Estratégia IWAG A viabilidade econômica do projeto anterior ao WAG era prevista para até Baseado nos resultados das simulações, a injeção de gás se mostrou mais eficiente no deslocamento do óleo em zonas mais espessas (E12/13), enquanto a injeção de água obteve melhores resultados em áreas menos heterogêneas e mais permeáveis (E14). Uma combinação dos poços A10 e A29 injetando alternadamente bbl/d de água e 3 MMscf/d de gás com ciclos de três meses, injeção de gás no poço A14 (1 MMscf/d) e com atuação da injeção continua de água no poço A31 foi considerado favorável (Nadeson et al., 2004). O gráfico da Figura 4.23 apresenta três curvas comparativas dos cenários. Figura 4.23: Incremento na recuperação de óleo esperada pela simulação (Modificado da fonte Nadeson et al., 2004) Implementação da Estratégia A execução do IWAG no campo de Dulang envolve reinjeção de gás produzido, tratamento da água do mar para se tornar adequada para injeção e ainda promover recuperação adicional de óleo. A aplicação do método de recuperação avançada possibilita o uso de traçadores. Um total de seis diferentes tipos de traçadores foi injetado com o objetivo de: 1- Identificar a comunicação das falhas e canais; 2- Identificar fontes de produção de água e gás nos produtores; 84

86 3- Calibrar os simuladores baseados no tempo de erupção dos traçadores; 4- Verificar a contribuição dos injetores. Operação A aquisição de dados de pressão foi fundamental para definir o grau de comunicação e a pressão máxima admissível entre o Bloco 3 e os adjacentes, assim como determinar o desempenho de cada reservatório e a integridade/condições dos tubos e dutos. Monitoramento O monitoramento consiste no acompanhamento frequente da injeção e produção de fluidos (RGO, RAO, Corte de água e vazão de óleo) para cada poço, análise da performance de cada compressor (vazões, pressões de sucção e descarga, e temperatura) e verificação da composição de óleo, gás e água. É necessário também verificar periodicamente a injetividade do gás e da água, a corrosão e a erosão provocada pelo CO 2, a produção de areia e os problemas operacionais. O acompanhamento contínuo de todos os poços injetores e produtores é necessário para garantir a efetividade do gás injetado. É fundamental a manutenção da pressão através do balanço entre volumes injetados e produzidos. Se o volume injetado não for suficiente para preencher os espaços porosos criados, a pressão e a vazão de produção do óleo diminuirão e o avanço do gás dissolvido também reduzirá a produção. Por outro lado, se ocorrer uma injeção excessiva, haverá uma pressurização exagerada podendo provocar perda de óleo móvel em regiões improdutivas, como capa de gás, e em casos extremos até mesmo perder fluido injetado para formação (através de fraturas) Desempenho IWAG A injeção iniciou-se em novembro de 2002, com o poço A29 injetando água, o poço A14 injetando gás e o A10 injetando gás nos reservatórios E12/13 e no E14 de forma misturada. Traçadores radioativos e químicos foram injetados em fevereiro de

87 Desempenho dos produtores: antes e após o IWAG Poço A2: Segundo Nadeson et al. (2004), esse poço produzia com elevados teores de BS&W antes do processo IWAG. Apenas os intervalos do E12/13 estavam abertos para produção em Agosto As vazões de produção giravam em torno de 10 bbl/d e o corte de água era de 95%. Em Novembro de 2002, a injeção de gás foi iniciada nos poços A10 e A14. O poço passou a produzir entre 100 a 300 bbl/d, conforme exibido na Figura A pressão nesse poço estava em torno de psi comparado a psi antes da injeção. Figura 4.24: Vazão de óleo pelo tempo, Poço A2 (Modificada de Nadeson et al., 2004) Poço B16: Esse poço iniciou a produção em Agosto de 2002, produzindo a partir dos reservatórios E12/13/14. Entre Agosto e Novembro, a vazão de óleo declinou de 405 para 105 bbl/d e a RGO aumentou de para scf/stb. Durante o mesmo período, o corte de água foi de 50 para 80%. A injeção dos poços A10 e A14 teve início em Novembro de 2002, logo após a injeção foi observado um incremento na pressão e na vazão de óleo (300 bbl/d). Foi observada também uma redução na RGO para scf/b e no corte de água que passou a ser em torno de 70%. Entre Janeiro e Março de 2003, a RGO voltou a aumentar, passando 86

88 para scf/stb. Os traçadores injetados no A10 foram detectados no gás produzido em Junho de 2003, indicando comunicação entre o A10 e o B16, encerrando a dúvida sobre o B16 estar isolado em um compartimento da formação. O gráfico da Figura 4.25 apresenta o comportamento da produção nesse poço. Figura 4.25: Vazão de óleo pelo tempo, Poço B16 (Modificada de Nadeson et al., 2004) Poço B5: Esse poço começou a produzir água a partir de 2001 e após esse fato, houve uma queda significativa na vazão de produção. Em Novembro de 2002, após o início da injeção de gás no A10, a produção no B5 estava em torno de 350 bbl/d, a RGO equivalente a scf/stb e com um corte de água de 60%. Durante o primeiro quadrimestre de 2003, o foi observado um pequeno incremento na produção e um leve declínio na RGO, provavelmente devido à pressurização causada pela a injeção. Até Setembro de 2003 não havia sido observada a presença de traçadores (Nadeson et al., 2004). A Figura 4.26 apresenta o gráfico da produção do B5 antes e depois do processo IWAG. 87

89 Figura 4.26: Vazão de óleo pelo tempo, Poço B5 (Modificada de Nadeson et al., 2004) Lições aprendidas Por ter sido o primeiro projeto piloto implementado pela PETRONAS na Malásia, algumas lições foram aprendidas: 1- Piloto deve estar em um ambiente controlado; 2- Os dados do pré-piloto devem ser utilizados para interpretação; 3- Uma interpretação geológica correta do reservatório é fundamental; 4- Falhas devem ser corretamente modeladas; 5- Uma equipe multidisciplinar para EOR é requerida; 6- Integração das instalações e acompanhamento das atividades e das pessoas é necessário para o sucesso no monitoramento Conclusões sobre a realização do Piloto no Campo de Dulang Malásia: O projeto piloto foi projetado, planejado e executado pela PETRONAS; Durante 4 anos a equipe desempenhou trabalho de estudos em busca da melhor execução do piloto e para avaliar a performance do projeto no Campo, levando em consideração: a. A seleção da área candidata; 88

90 b. A integração dos estudos no laboratório; c. Realização da modelagem geológica e geofísica; d. Realização da simulação de reservatório; e. Simulação numérica do processo IWAG; f. Monitoramento utilizando traçadores químicos e radioativos; g. Integração de perfis e dados operacionais com os resultados dos traçadores para se otimizar o processo IWAG; A injeção de traçadores proporcionou um melhor entendimento das interações entre os poços e possibilitou uma alta transmissibilidade de fluido entre os poços; Os estudos de simulação indicou que o IWAG pode aumentar a recuperação de óleo em 7% do VOIP comparado à injeção de água no campo de Dulang no bloco 3; Respostas positivas foram observadas em relação ao incremento da vazão de óleo e redução das taxas de água e gás nos poços A2 e B5; Lições aprendidas são valiosas e poderão ser utilizadas em projetos de EOR futuros; Uma expansão do projeto WAG é proposta e uso de técnicas de recuperação avançadas de óleo são consideradas promissoras no futuro para o campo todo de Dulang. 4.5 Campo E - Oeste da África Segundo Choundhary et al. (2012), o Campo E está localizado no Oeste da África. Esse campo foi descoberto em O poço exploratório encontrou areias turbidíticas oleaginosas do Campaniano (acima da idade do cretáceo). Vários poços exploratórios e de avaliação foram perfurados, identificando múltiplas acumulações de óleo. O Campo E possui reservatório a uma profundidade de ft e uma lâmina d água de 213 ft. Mapas sísmicos identificaram dois cânions sinuosos, conforme exibido na Figura O cânion mais ao Nordeste é onde o Campo E está posicionado. O campo possui diversas falhas e que agem como defletores para o fluxo do fluido. A trapa no Campo E é essencialmente estratigráfica com algumas falhas estruturais nas interseções. 89

91 Figura 4.27: Presença de cânions na região do reservatório (Choundhary et al., 2012) O contato óleo-água foi definido no poço de avaliação a ft. Não foi observada presença de gás livre nos poços do campo. A pressão inicial a profundidade de referência (datum = ft) era em torno de psi. O Campo E é subdividido verticalmente em zonas ou unidades definidas pelas superfícies limitantes de erosão. Dentro de cada zona, eventos sísmicos definiram individualmente os arenitos e as fácies associadas. Arenitos podem estar isolados ou desconectados devido a truncamentos de erosão entre as zonas, mudanças de fácies dentro do elemento geológico do reservatório e/ou falhas. Eventos de erosão podem aumentar a conectividade. A maioria dos elementos geológicos do reservatório parece estar comunicados baseado no desenvolvimento da perfuração (Choundhary et al., 2012). Propriedades do fluido e do reservatório do Campo E são exibidos na Tabela 4.6. Tabela 4.6: Dados de fluido e de reservatório (Adaptado de Choundhary et al., 2012) Dados de Fluido e Reservatório Porosidade (%) 25 Permeabilidade (md) 1250 Saturação média de água (%) 16 Pressão Inicial (psia) 1591@3445 ft tvd Pressão de bolha (psia) RGO (scf/stb) API do óleo Viscosidade do óleo (cp) As características do óleo variam com a profundidade, podendo apresentar grau API de 25 em seções profundas a 31 em profundidades menores. A viscosidade do óleo varia de 90

92 1,5 a 2 cp. O Campo E possui uma razão de mobilidade levemente adversa resultando em uma eficiência de varrido abaixo da ideal, indicando assim uma oportunidade de se buscar melhorias por outros métodos além da injeção de água. O Campo E é produzido e desenvolvido a partir da Instalação de Processamento Central (IPC) e de três plataformas satélites, conforme a Figura Atualmente existem 15 poços produtores e 6 injetores ativos. Figura 4.28: Localização dos poços e das plataformas (Choundhary et al., 2012) A produção começou em Dezembro de 2006 e a injeção de água foi iniciada em Abril de Alguns meses após o começo da injeção de água, alguns produtores apresentaram desenvolvimento no valor do corte de água. O Campo E está sendo operado estrategicamente sob uma combinação balanceada para manutenção da pressão e da depleção objetivando máxima recuperação de óleo. Para maximizar as reservas, elementos chave de gerenciamento do campo tem sido adotados, por exemplo, conservação da energia do reservatório, aplicação de artificial lift, monitoramento do reservatório e balanço de injeção. Mesmo com esforços para gerenciamento do reservatório, de acordo com Choundhary et al. (2012), o Campo E apresenta diversos desafios que precisam ser solucionados: 1- Estratégia de utilização de gás em longo prazo e redução da queima; 2- Reposição dos poros deixados livres pela a capacidade de água injetada; 3- Melhoria na eficiência de varrido. 91

93 A injeção de gás e a injeção WAG foram consideradas opções viáveis para solucionar os desafios mencionados. A injeção WAG foi selecionada como escolha preferencial visto que seria mais fácil de implantar exigindo menores modificações nas instalações existentes. Desse modo, atingiria o objetivo principal de reduzir a queima de gás e proporcionando, simultaneamente, o aumento na recuperação de óleo Aspectos chave do WAG e a aplicação no Campo De acordo com Choundhary et al. (2012), a injeção de gás deve ser projetada para ser um processo de deslocamento estável em relação à atuação da segregação gravitacional. Para um deslocamento gás-óleo estável ao efeito da gravidade, tanto para condições miscíveis quanto imiscíveis, é necessário uma combinação da injeção, baixa viscosidade do óleo (menor que 2 cp), alta permeabilidade vertical (geralmente maior que md), baixa ou moderada taxas de fluxo e baixa queda de pressão que não são prováveis de ocorrer em ambientes de reservatório. Injeção WAG é um método comumente usado para evitar uma chegada rápida de gás nos poços produtores (erupção) e para reciclagem de grandes volumes de gás devido à alta mobilidade relativa (baixa viscosidade) do gás. Segundo Christensen et al. (2001), o processo pode ser classificado como WAG miscível (MWAG), WAG imiscível (IWAG) e WAG simultâneo (SWAG a injeção de gás e água no poço ocorre ao mesmo tempo, porém não é comum). Os objetivos principais tanto da injeção WAG miscível quanto a imiscível são fornecer controle de mobilidade, melhorar a eficiência de varrido volumétrica e minimizar efeitos gravitacionais. Projeto Piloto do WAG Conforme Choundhary et al. (2012), durante a fase de design do piloto WAG havia cinco poços injetores no Campo E. Dois desses poços, A1i e A3i, localizados na plataforma satélite (SAT A) não possuíam linha de injeção de gás, portanto, foram excluídos do cenário WAG. Três injetores da SAT B (B5i, B6i e B9i) foram considerados injetores do piloto WAG. Todos os três injetores da plataforma SAT B podem injetar em múltiplas zonas e suportam diversos produtores. A consideração principal para a triagem era minimizar os 92

94 impactos negativos devido à injeção WAG na produção existente. Os poços foram testados baseado nos seguintes critérios: 1. Número de produtores influenciados por cada injetor e a vazão total de óleo associada; 2. Taxa de injeção de gás necessária para corresponder à injeção de água; 3. Estimativa do incremento final na recuperação. A Tabela 4.7 resume as variáveis relacionadas aos injetores. A injeção WAG no B9i proporcionou o maior incremento de óleo. Entretanto, considerações de outros riscos e disponibilidade limitada de alta pressão para o gás determinaram a opção pelo poço B6i como piloto WAG. O Campo E tem apenas um compressor de gás de alta pressão com capacidade de 16 MMcf/d. Aproximadamente 10 MMcf/d de gás de alta pressão são necessários para o gas lift, restando apenas 6 MM cf/d disponíveis para o WAG. Tabela 4.7: Possíveis candidatos a serem injetores WAG (Adaptado de Choundhary et al., 2012) Candidatos WAG Variáveis B5i B6i B9i Número de produtores impactados Vazão de óleo (stb/d) Taxa de injeção de água (Rb/d) Taxa equivalente de injeção de gás (MSCF/d) Incremento (normalizado em relação ao B5i) ,5 4,4 Conforme a Figura 4.29, a conversão do B6i em injetor WAG iria requerer apenas 3 MMcf/d para repor o volume de injeção de água, que é bem menor comparado aos outros poços. Além disso, o B6i influencia apenas 2 (dois) poços produtores com uma vazão total associada de bbl/d, consequentemente possui menores riscos da ocorrência de uma erupção precoce de gás ou da perda de injetividade da água (Choundhary et al., 2012). 93

95 Figura 4.29: Taxa de injeção de água e os valores equivalentes para injeção de gás (Choundhary et al., 2012) Resultado da sensibilidade Um ajuste histórico do campo inteiro foi realizado no modelo de simulação para a análise de sensibilidade. A análise foi feita com diferentes vazões de injeção de gás e durações do ciclo WAG para otimizar o ganho de óleo. Os resultados são mostrados na Figura Figura 4.30: Taxa de injeção de gás e os períodos sensitivos dos ciclos (Choundhary et al., 2012) A taxa de injeção de gás de 6 MMcf/d e o ciclo WAG de 15 dias originaram o melhor incremento na recuperação de óleo, logo, foi o cenário escolhido para determinar os parâmetros do piloto WAG. 94

96 Previsão dos resultados Segundo Choundhary et al. (2012), a RGO do Campo e o corte de água previsto como resultado da injeção de gás a uma taxa de 6 MMcf/d durante o ciclo de 15 dias é exibido na Figura Os resultados do modelo indicaram erupção do gás no produtor B1 em 199 dias e a RGO com valores crescentes. O modelo também indicou que aproximadamente 50% do gás injetado seriam reciclados e em torno de 50% ficaria no reservatório, cumprindo parcialmente os objetivos primários de armazenamento de gás e da redução na queima. Figura 4.31: Resposta da variação da RGO e do corte de água (Choundhary et al., 2012) A Figura 4.32 exibe o impacto da injeção WAG no corte de água e na vazão de produção do óleo no produtor B1. O corte de água no poço B1 era esperado ser reduzido em 5% e a vazão de produção do óleo diminuiria de forma suave, indicando a melhoria na eficiência de varrido. A recuperação adicional devido à injeção WAG no B6i foi estimada em uma faixa de 0,5 a 2 MMbbl dependendo da duração da injeção. Para o cenário apresentado, a razão de utilização do WAG estimada foi de 9,4 Mcf de gás injetado para cada 1 bbl no incremento de óleo. De acordo com Awan et al. (2006), seis projetos WAG, sendo 4 IWAG e 2 MWAG, apresentaram razões de 4 a 25 Mcf/bbl no incremento de óleo e uma média de 10,8 Mcf/bbl. Figura 4.32: Impacto da injeção WAG no corte de água e na vazão de produção do B1 (Choundhary et al., 2012) 95

97 De acordo com Choundhary et al. (2012), com os resultados do modelo indicando mais de 50% do gás injetado sendo mantido no reservatório (consequente redução na queima de gás) e sem impactos negativos na recuperação geral do campo ou na produção de óleo nos poços, a decisão foi tomada em converter o B6i em injetor WAG e monitorar de perto a performance dos produtores (B1, B2 e B7) Implementação do Piloto WAG A conversão do injetor de água B6i em injetor WAG exigiu algumas modificações nas instalações existentes. A plataforma SAT B tem manifold de injeção de alta pressão de gás. Uma linha de 4 polegadas para injeção de gás foi adicionada do manifold ao poço. A conversão do B6i também requereu a instalação de válvula no poço para permitir a troca da injeção de alta pressão de gás para baixa pressão de água (Choundhary et al., 2012). Uma preocupação foi sobre a situação após a injeção de gás em alta pressão, onde não teria pressão de injeção de água suficiente para vencer a alta pressão do gás e reestabelecer a baixa pressão de injeção de água. A instalação da válvula proporcionou duas opções para reestabelecer a injeção de baixa pressão da água. A primeira opção seria aliviar a pressão do gás existente acima da válvula para uma pressão menor que a necessária para injeção de água antes de realizar a troca de gás para água. Outra opção seria injetar água sob alta pressão no poço e posteriormente mudar para baixa pressão. Foi realizada uma avaliação de risco que indicou que seria mais seguro ter uma linha de alta pressão para água do que ter uma linha de ventilação de gás de alta pressão percorrendo do poço ao manifold de produção. Portanto, optou-se pela opção de alta pressão de água através de uma linha de injeção de 1 polegada. O início da injeção WAG e a mudança da água para injeção de gás não teve problemas operacionais. O poço B6i estava apto para injetar à taxa de gás planejada de 6 MMcf/d. Porém, alguns problemas associados à inversão da injeção de gás para água foram relatados. Segundo Choundhary et al. (2012), imediatamente após a troca do fluido injetado (gás para água), o poço mostrou menor injetividade de água. Uma menor vazão de água inicial poderia ser atribuída à redução na injetividade da água que seguiu imediatamente a injeção de gás, sendo que o gás apresentava altas saturações nas áreas próximas ao poço. Não foram observados outros grandes problemas com o WAG no B6i e tudo prosseguiu conforme o planejado. 96

98 Plano de monitoramento do Piloto WAG De acordo com o artigo de Choundhary et al. (2012), um plano detalhado de monitoramento foi desenvolvido para acompanhar o processo do piloto WAG. Um dos objetivos principais do piloto WAG era explorar oportunidades de armazenamento de gás com o menor impacto na produção de óleo. O plano foi projetado para incorporar o plano de mitigação para prevenir qualquer impacto adverso e para analisar o potencial de expansão do método WAG para outros injetores, caso o resultado fosse positivo. O plano envolvia o monitoramento da performance dos produtores adjacentes B1, B2 e B7 em relação à RGO e à tendência do corte de água. O monitoramento da RGO foi essencial para a equipe estar apta em detectar e prontamente reagir à erupção precoce de gás. O corte de água no B1, B2 e B7 foi monitorado para capturar impactos positivos do WAG. Corte de água com valores baixos ou constantes podem ser uma indicação que o gás injetado está mobilizando o óleo e aumentando a recuperação. Anterior ao início da injeção WAG, testes foram realizados nos poços da proximidade (B1, B2 e B7). Todos os poços estavam apresentando incremento no corte de água e uma RGO constante, conforme a Figura 4.33 e Figura A frequência de testes nos poços foi aumentada de uma para duas vezes ao mês. O uso de traçadores no gás para monitorar a erupção também foi discutido, porém não foi utilizado pelas seguintes razões: O Campo E possuía um programa de traçadores da água em andamento para determinar a conectividade entre o B6i e produtores adjacentes; Além dos dados dos traçadores, dados de pressão medidos no fundo do poço em cada produtor seriam utilizados para determinar a conectividade dos poços. Como resultado, a equipe não poderia justificar o valor adicional para o uso de traçadores no gás, visto que são caros e logisticamente desafiadores (Choundhary et al., 2012). A equipe de monitoramento era composta por membros de diferentes formações, por exemplo, geólogos, engenheiro de reservatório, engenheiro de produção. A execução do plano de monitoramento teve uma abordagem multidisciplinar capaz de: 1- Garantir bom controle das taxas de injeção e a duração dos ciclos; 2- Acompanhar o plano de aquisição de dados; 97

99 3- Analisar as respostas observadas; 4- Implantar mudanças operacionais necessárias. O engenheiro de reservatório é responsável por acompanhar os testes de poços e reportar para a equipe ao menos uma vez ao mês. O plano de mitigação é para finalizar o piloto WAG em caso de erupção inesperado de gás ou fechamento do produtor afetado. Por outro lado, se os resultados fossem o esperado ou acima do previsto, por exemplo, em casos com os produtores apresentando baixo corte de água ou nenhuma erupção inesperada de gás, o plano seria continuar com injeção WAG no piloto e considerar uma possível expansão do projeto para outros injetores Desempenho do Piloto WAG O piloto WAG no B6i teve início em Junho de 2009 e o desempenho foi monitorado rigorosamente para detectar qualquer resposta (Choundhary et al., 2012). A Figura 4.33 exibe a performance do produtor B1 para o período avaliado de sucesso no projeto, levando-se em consideração alguns meses antes do início do piloto WAG até Setembro de A injeção WAG B6i continuou na taxa de vazão e nos períodos dos ciclos projetados. Figura 4.33: Histórico de produção do poço B1 (Choundhary et al., 2012) A Figura 4.33 exibe uma suave tendência de aumento da RGO e uma vazão de produção de óleo com declínio pequeno. As curvas apresentadas nesse gráfico apresentam valores melhores que os resultados obtidos da simulação. O tempo da erupção do gás observado no B1 foi estimado em 170 dias, enquanto a RGO estava acima do inicial. 98

100 A redução no declínio da produção de óleo pode ser observada na Figura 4.34 sugerindo uma melhoria na eficiência de varrido devido à injeção WAG. O declínio anterior ao método WAG era de 55% e um ano após o WAG, a taxa de declínio caiu para menos de 25%. O incremento de óleo estava estimado em aproximadamente 60 Mbbl a partir de 900 MMcf de gás injetado durante o piloto WAG (até Setembro de 2010). Esses valores representam uma razão na utilização de gás de 17 Mcf/bbl, enquanto alguns projetos na indústria estão na faixa de 4 a 25 Mcf/bbl. Figura 4.34: Mudança na curva de declínio (Choundhary et al., 2012) Expansão do WAG Segundo Choundhary et al. (2012), ao monitorar o desempenho do piloto WAG B6i por mais de um ano apresentado resultados positivos, a confiança da utilização desse método de recuperação avançada aumentou e estudos foram iniciados com o intuito de expandir o projeto para outros injetores. Baseado nas triagens anteriores, B9i foi selecionado como segundo candidato para conversão em injetor WAG. O modelo de simulação foi atualizado com os dados adicionais do histórico, incluindo os resultados do WAG. A análise sensitiva foi realizada para otimizar a taxa de injeção de gás e o período dos ciclos. Os estudos sugeriram uma taxa de injeção de 15 MMcf/d e um período de ciclo de 15 dias. Devido à limitação na disponibilidade de gás de alta pressão, apenas 6 MMcf/d poderia ser injetado no B9i. O desempenho dos produtores foi monitorado para verificar a erupção de gás e mudanças no corte de água. Resultados preliminares da expansão WAG no B9i são exibidos na Figura

101 Figura 4.35: Histórico de produção do poço B2 (Choundhary et al., 2012) Desde a expansão do WAG para B9i, os resultados foram considerados positivos. Existem indicações que a RGO no B2 possui uma resposta similar ao observado no B1. O corte de água e a vazão de óleo indicaram uma melhora na eficiência de varrido devido ao WAG. De acordo com Choundhary et al. (2012), decisões futuras sobre a expansão WAG dependem no plano em longo prazo da disponibilidade de gás de alta pressão tanto para o gas lift quanto para a injeção alternada. As instalações de compressão estão limitadas em apenas 16 MMcf/d de gás, que é dividido para o sistema de gas lift e para a injeção WAG. Futura expansão do WAG iria requerer capacidade adicional de injeção de alta pressão, exigindo assim, modificações na planta e investimentos Conclusões sobre a realização do Projeto Piloto no Oeste da África: A conversão do injetor de água B6i em injetor WAG foi bem sucedida na redução da queima de gás e na recuperação incremental de óleo no Campo offshore E, localizado no Oeste da África. A previsão da razão de utilização do gás (9,4 Mcf/bbl) e reciclagem do gás (aproximadamente 50%) desse projeto estão em concordância com outros estudos de caso. 100

102 Devido ao sucesso do piloto WAG B6i, o poço B9i também foi convertido em injetor WAG após resultados preliminares. O design do piloto WAG, a implantação e o monitoramento necessitaram uma abordagem multidisciplinar. Uma boa comunicação com entre as equipes é uma chave importante para o sucesso. Os resultados do WAG foram mais otimistas que os indicados nos modelos de simulação. Ambos os testes WAG exigiram modificações mínimas nas instalações e investimentos de capital. Futura expansão WAG pode ser considerada, porém necessitará maiores modificações na planta e maiores custos serão gerados. 5 Utilização do método WAG no Brasil Diversos campos utilizaram tecnologias baseadas em experiências com injeção de CO 2 de forma bem sucedida. É sabido que métodos de recuperação avançada com uso de CO 2 aumentaram a produção de óleo em reservatórios offshore já em fase de depleção (Pizarro e Branco, 2012). Essa técnica muitas vezes não é adotada devido à inviabilidade logística de se fornecer dióxido de carbono para a planta ou pelo custo no fornecimento. Alguns projetos se tornam economicamente viáveis devido à possibilidade da captura de carbono de plantas de geração de energia elétrica próximas aos campos. Além disso, outra grande fonte de CO 2 pode ser o fluido presente no reservatório, como por exemplo, em campos do pré-sal brasileiro ou no Campo de Dulang, na Malásia, onde o gás produzido é rico em dióxido de carbono. Estratégias de explotação dos reservatórios de petróleo localizados em campos offshore ultraprofundos apresentam diferenças quando comparados aos campos onshore. Como os campos offshore são geralmente maiores que os onshore, os recursos remanescentes após a recuperação convencional são consideráveis (Bondor et al., 2005). Porém, as restrições e os altos custos por se tratar de campo marítimo implicam em riscos econômicos e técnicos adicionais. 101

103 A complexidade para implantar projetos de recuperação avançada em campos de águas ultraprofundas é bem grande. Como os investimentos são elevados, mais aquisições de dados e avaliações são necessárias para diminuir as incertezas e mitigar os riscos associados antes de sancionar o projeto. Entretanto, devido aos altos custos, usualmente as informações de aquisição são equilibradas adotando-se certos riscos ou adicionando-se flexibilidades ao projeto. Esse contexto torna desafiador a implantação de um projeto EOR. Geralmente, métodos especiais de recuperação exigem instalações adicionais que necessitam ser bem planejadas, especialmente em plataformas por possuírem limitações de espaço, peso e altura dos equipamentos. Existem grandes incertezas relacionadas às propriedades do reservatório, especialmente em carbonatos, pois apresentam alto grau de heterogeneidade. 5.1 Ambiente do Pré-sal na Bacia de Santos Segundo Pizarro e Branco (2012), o Campo de Lula foi descoberto pela Petrobras em 2006 e é considerado como um dos gigantes no Brasil. A área conhecida como Pré-sal da Bacia de Santos está localizada em águas ultraprofundas, com lâminas d água entre e ft e aproximadamente a 186 mi da costa do Rio de Janeiro. A Figura 5.1 exibe o Campo de Lula e outros campos do pré-sal na Bacia de Santos que se encontram em fase de desenvolvimento. Figura 5.1: Localização do Campo de Lula (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) A geologia estrutural foi formada há aproximadamente 160 milhões de anos, quando a houve a separação do supercontinente Gondwana, dando origem aos continentes da África e América. A fase de rift criou condições para a deposição de sedimentos entre os dois 102

104 continentes. Como a separação continuou a correr e a água do oceano começou a preencher os espaços, criou-se um ambiente de alta salinidade e baixa energia, propiciando o crescimento de colônias de bactérias especiais. A secreção desses microrganismos, juntamente com a precipitação de sais de carbonato, criaram-se núcleos para formar rochas carbonáticas, conhecidas como microbiolitos. Posteriormente, devido às severas mudanças climáticas na Terra, o sal que estava dissolvido no mar, em um ambiente de baixa energia, precipitou. Assim, foi formada a camada de sal com grande capacidade selante para a migração de hidrocarbonetos oriundos dos reservatórios microbiolitos. A Figura 5.2 exibe a geologia estrutural do pré-sal. Figura 5.2: Ambiente do Pré-sal na Bacia de Santos (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) De acordo com Pizarro e Branco (2012), a descoberta do Campo de Lula se deu em 2006 através da perfuração do poço 1-RJS-628A. Esse poço foi testado e produziu óleo com API de 28 e uma razão de gás óleo de 240 scf/stb. O reservatório está localizado abaixo da camada de sal de espessura aproximada de ft. Em julho de 2007, o poço de avaliação 3-RJS-646 foi perfurado em uma posição de 6,21 milhas ao Sul do poço descobridor. Esse poço confirmou os resultados anteriores e indicou características de reservatório ainda melhores que as encontradas pelo poço 1-RJS Como passo seguinte, o plano de avaliação de descoberta (PAD) foi instaurado, incluindo perfuração de outros poços, realização de diversos testes de curta duração (TCD) e execução de sísmica com alta resolução. No geral, Lula apresenta um óleo com API entre 28 e 30, alto RGO (200 a 300 scf/stb). Assim como em outros reservatórios carbonáticos, o gás apresenta CO 2 na sua composição. A quantidade de dióxido de carbono varia de 8 a 15%. A Petrobras é a operadora 103

105 e possui 65% da participação no campo. O Grupo BG E&P possui 25% e a Petrogal Brasil conta com os 10% restantes (Pizarro e Branco, 2012). Alguns poços perfurados na área são apresentados no mapa da Figura 5.3. Figura 5.3: Alguns dos poços perfurados no Campo (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) A estratégia de desenvolvimento considera sistemas de produção flexíveis para operar em diferentes cenários. Grande parte dessa flexibilidade está ligada à implementação de métodos de recuperação avançados. Para antecipar informações dinâmicas que vão permitir otimizações no design dos sistemas de produção e nas estratégias de recuperação, a Petrobras e as outras concessionárias optaram por realizar testes de longa duração (TLDs) e sistemas Piloto. Em Maio de 2009 foi instalado na área de Lula o FPSO (Floating Production Storage and Offloading) Cidade de São Vicente, ancorado em lâmina d água de ft e em torno de 174 mi da costa. Aproximadamente bbl/d são produzidos em média por um poço com restrições. Ao final de 2010, o bloco BM-S-11 teve a comercialidade declarada para a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). 5.2 Conceito do desenvolvimento em fases O desenvolvimento de cada área do pré-sal consiste em: 1- Testes de longa duração para avaliar o comportamento na produção dos poços; 104

106 2- Pilotos de produção para testar o desempenho dos métodos de recuperação; 3- Sistemas definitivos para produções de grande escala, incorporando os conhecimentos adquiridos nas fases anteriores. Segundo Pizarro e Branco (2012), o desenvolvimento em fases objetiva diminuir os riscos progressivamente, otimizar o sistema de produção e também equilibrar os gastos com as receitas. Naturalmente, com a ampliação dos conhecimentos e da confiança, menores valores serão destinados aos pilotos e TLDs. É notável que as operações dos projetos pilotos forneçam informações valiosas para futuros métodos de recuperação, por exemplo, a injeção alternada (WAG) O desenvolvimento do Campo de Lula foi divido em três fases Fase 0 Aquisição de informações: essa fase consiste na perfuração de poços de avaliação, retirada de testemunhos do reservatório, análise de perfis, testes de laboratório e coleta de fluidos, aquisição e interpretação de sísmica de alta resolução, testes de poços, avaliação de poços de diferentes geometrias, testes de diferentes técnicas de simulação de reservatórios e análise da garantia de escoamento. Nessa etapa, alguns projetos foram implantados, destacam-se: 1- Teste de longa duração no poço RJS-646 em Maio de O potencial de produção do teste era de bbl/d, porém foi limitado a bbl/d devido ao valor de queima permitido pela regulação brasileira; 2- O segundo TLD na área Nordeste do campo foi realizado em Novembro de Os resultados forma similares ao obtido no primeiro teste, porém com informações adicionais sobre o reservatório; 3- O Piloto de Lula, no qual o FPSO afretado foi projetado para produzir b/d, iniciou a operação em Outubro de 2010 com um TLD no poço P1. Fase 1A Desenvolvimento definitivo com soluções convencionais: essa fase ocorrerá no período de 2012 a 2017 e compreenderá a implantação de um FPSO adicional afretado para atuar como piloto de produção em Lula Nordeste, com o primeiro óleo para 2013 e objetivando avaliar a expansão do Piloto de Lula com o desempenho da injeção de água, de gás e alternada (WAG). No processo WAG, o gás pode ser de hidrocarboneto, 105

107 proveniente da produção, ou CO 2 originalmente contido no gás associado, separado na planta de processamento do FPSO. Essa fase incluirá também a implantação de outros FPSOs no Campo. Fase 1B Desenvolvimento definitivo com soluções não convencionais em larga escala: nessa fase o objetivo é aplicar soluções não convencionais em grande escala, para completar o desenvolvimento do pré-sal, objetivando redução nos custos e o aumento na produção de óleo. Provavelmente unidades serão empregadas para atender as necessidades, bem como uma ampla aplicação de processos EOR baseados no WAG com gás hidrocarboneto e no WAG com CO Aspectos técnicos importantes Avaliação Dinâmica: a análise do fluxo no reservatório pode ser feita através dos testes de curta duração, geralmente com um curto período de produção (menos de 72 horas) e também por meio dos TLDs que consiste em uma operação com produção por um período de 6 (seis) meses, analisando as taxas de vazão, temperaturas e as pressões de fundo e na cabeça do poço. Os TLDs são excelentes fontes de informações para o desempenho da dinâmica do poço e do reservatório; aspectos do comportamento da produtividade, avaliação de danos e garantia de escoamento podem ser estudados de forma mais aprofundada quando comparado aos TCDs. Variação das propriedades dos fluidos, por exemplo, gradiente composicional, também pode ser avaliada durante o TLD através do monitoramento da composição do óleo e do gás produzidos. Além disso, quando se avalia poços de regiões próximas, é possível analisar a conectividade lateral e vertical ao longo do reservatório através da interferência da pressão. As informações adquiridas nos testes irão fornecer suporte para o plano de drenagem e a estratégia de varrido no pré-sal. Flexibilidade das unidades de produção: Segundo Pizarro e Branco (2012), as unidades estão aptas para injetar tanto gás quanto água. Como os fluidos produzidos contêm certa quantidade de contaminante CO 2, desde o início do projeto piloto de Lula, a Petrobras e as parceiras do BM-S-11 consideraram não ventilar o CO 2 produzido juntamente com o gás em solução. Para atingir esse objetivo, a planta de processamento deve ser equipada com um 106

108 complexo sistema de separação para remover o CO 2 do gás de hidrocarboneto. A corrente de dióxido de carbono é comprimida e reinjetada sob alta pressão no reservatório. A reinjeção da corrente rica em CO 2 poderá ser utilizada para o incremento da recuperação de óleo. Um investimento significativo foi realizado na questão do desenvolvimento tecnológico, não apenas para a planta de processamento de gás, mas também para o sistema submarino, equipamentos e materiais do poço. 5.4 Razões para o EOR utilizando gás e critério da triagem De acordo com Pizarro e Branco (2012), desde os estágios primários de desenvolvimento do projeto no pré-sal, estudos foram realizados para avaliar as opções para atingir uma alta recuperação econômica final nos campos. Em outras palavras, problemas no EOR devem ser solucionados desde o início do ciclo. O principal fator para os esforços era a presença de CO 2 e a decisão estratégica de não ventilar esse contaminante, aliados à alta RGO do fluido de reservatório. Estudos preliminares da simulação de reservatório apresentaram que o fator de recuperação de óleo poderia ser melhorado com a utilização de métodos secundários e terciários. Injeção de água foi considerada como a opção lógica devido às razões econômicas e técnicas. Esse é um método muito conhecido e extremamente usado pela Petrobras nos campos offshore e que beneficiaria a eficiência de deslocamento devido à baixa viscosidade do óleo. Entretanto, algumas medições da permeabilidade relativa água-óleo apresentaram alta saturação de óleo residual. Essa característica poderia incentivar a aplicação de métodos de recuperação avançados. Estudos foram desenvolvidos e diversos métodos foram considerados. Devido às variadas limitações offshore em termos de logística e de plantas para injeção de fluidos, processos químicos foram desconsiderados. Consequentemente, métodos de recuperação avançada em campos offshore nos reservatórios do pré-sal teriam que utilizar como vantagem os recursos disponíveis no local: a água do mar e o gás (produzido e/ou importado). Combinando os dois elementos, a injeção alternada de água e gás (WAG) poderia ser eficiente. O objetivo da injeção WAG é aumentar o varrido do gás injetado, principalmente utilizando água para controlar a mobilidade do deslocamento e para estabilizar a frente de 107

109 avanço. A Figura 5.4 (do Relatório do Departamento de Energia dos Estados Unidos) esquematiza o funcionamento do processo no reservatório. Figura 5.4: Processo conceitual do WAG (DOE/NETL 2010) Alguns estudos, como o apresentado por Christensen et al. (2001), indicaram que o processo WAG apresentou melhores resultados de recuperação quando comparado à injeção de água na maioria dos casos estudados. Os autores mencionaram também alguns problemas comuns reportados, por exemplo, erupção precoce nos poços produtores, injetividade reduzida, corrosão, precipitação de asfaltenos, formação de hidratos e parafinas. A erupção precoce geralmente está correlacionada à pobre caracterização do reservatório. Normalmente o fenômeno ocorre devido aos canais de preferência criados ou ao deslocamento do fluido injetado sobre o óleo, onde a frente de avanço não empurra o óleo e sim o ultrapassa. Para resolver isso, o plano é adicionar robustez ao modelo geológico através do ajuste histórico das pressões e das produções do Piloto e do TLD, incluindo dados obtidos do monitoramento da pressão e dos traçadores. A injetividade tende a reduzir após cada ciclo devido ao fenômeno da histerese na permeabilidade relativa. Em rochas carbonáticas, entretanto, alguns campos mostraram que a injetividade aumentou devido à dissolução do carbonato ocorrida pela mistura entre a água e o gás contendo CO 2. Problemas de corrosão devido à presença de CO 2 no fluido original do reservatório não são esperados desde que seja adotado o uso de ligas resistentes à corrosão nos poços de Lula. Estudos foram realizados para solucionar os problemas da formação de hidratos e asfaltenos. Em suma, informações adquiridas da fase Piloto irão fornecer a base para lidar de forma bem sucedida com os prováveis problemas. 108

110 O WAG mais efetivo seria aquele onde o processo de miscibilidade se desenvolveria nas condições predominantes do reservatório, onde o gás injetado formaria uma única fase com fluido presente no reservatório (Pizarro e Branco, 2012). A condição de miscibilidade é atingida dependendo da composição dos fluidos do reservatório e da profundidade do mesmo, geralmente a mais de ft. Maiores pressões e menores temperaturas favorecem a miscibilidade. Também é importante a viscosidade do óleo, idealizada na faixa entre 1 e 10 cp. Em termos de permeabilidade do reservatório, o processo de injeção de gás pode ser aplicado em uma variada faixa de valores, esperançosamente sem muita heterogeneidade para evitar erupção precoce. Apesar do CO 2 ser até melhor que o gás de hidrocarboneto para o deslocamento miscível, o CO 2 impõe dificuldades em termos de segurança, saúde, meio ambiente e seleção de material. Além dos aspectos clássicos, a eficiência do processo WAG poderia ser melhorada em reservatórios contínuos, sem inclinações, no qual o óleo apresenta alto poder de inchamento e baixa viscosidade na presença de gás injetado. Uma reduzida razão da permeabilidade vertical sobre a horizontal também pode ajudar evitando grandes efeitos gravitacionais sobre o gás injetado, aumentando o varrido. Ao analisar o cenário de Lula, foi concluído que as condições de reservatório eram compatíveis para a aplicação do método miscível e consequentemente o CO 2 e a injeção de gás foram selecionadas para futuras investigações no laboratório. A baixa temperatura do reservatório (140 a 158 F) e a alta pressão inicial permitiram previsões eficientes sobre o processo miscível para deslocar o óleo através da corrente rica de CO 2 e até mesmo de gás de hidrocarboneto. A decisão de considerar a injeção CO 2 como potencial método de recuperação para o Campo de Lula foi beneficiada pela concentração de CO 2 existente nos fluidos do reservatório, exigindo o uso de ligas metalúrgicas especiais nos produtores e injetores. Como a concentração de CO 2 é baixa, uma opção é selecionar uma região específica do reservatório para desenvolver o WAG- CO 2 ou para reinjetar todo o gás produzido, o que poderia ser feito em toda extensão do reservatório. Portanto, baseado nos estudos descritos por Pizarro e Branco (2012), experimentos adicionais e estudos numéricos foram iniciados para investigar profundamente o potencial da injeção miscível no campo. 109

111 5.5 Caracterização do reservatório Conforme Pizarro e Branco (2012), a motivação inicial para desenvolver técnicas capazes de descrever e incorporar toda a complexidade existente no reservatório de petróleo surgiu quando os resultados estavam sendo analisados sobre um projeto de recuperação avançada cujo comportamento divergiu do esperado. Desde 1978 até 1985, vários métodos de recuperação foram implantados no mundo motivados pelo aumento do preço de óleo. Apesar da maioria desses projetos terem tido a viabilidade testada em laboratório e simulações, os resultados obtidos foram desmotivadores. Atualmente, a indústria está mais preparada para gerar modelos com maior acurácia sobre os processos de recuperação avançada de óleo em reservatórios de petróleo. Entretanto, a combinação do uso de processo de recuperação miscível em reservatórios carbonáticos de campos ultraprofundos ainda é um grande desafio e algumas especificidades do ambiente carbonático devem ser consideradas. Reservatórios carbonáticos são diferentes em vários aspectos sobre os siliciclásticos e, portanto, um projeto secundário ou de EOR nesse tipo de rocha deve levar em consideração essas características. Devido à natureza mais reativa, carbonatos geralmente sofrem mais diagêneses químicas que criam heterogeneidade ao sistema do reservatório. A recuperação de óleo é fortemente controlada pela conectividade horizontal e vertical. Altos contrastes na permeabilidade e a presença provável de falhas e fraturas, visto que carbonatos são rochas menos dúcteis, podem criar caminhos preferenciais para os fluidos injetados. Já em escala microscópica as heterogeneidades nos carbonatos se manifestam na forma de barreira para os fluidos causados pela cimentação ou pela presença de estilólitos. Além disso, os carbonatos têm a tendência de serem neutros em relação à molhabilidade ao óleo, o que pode provocar impactos no deslocamento multifásico e no comportamento da capilaridade do meio poroso. A associação das fácies de alta com as de baixa permeabilidade trazem maior importância ao efeito capilar no sistema poroso. Particularmente no pré-sal da Bacia de Santos, a principal rocha do reservatório é o carbonato biogênico chamado estromatólito, formado em um ambiente de alta salinidade. Além das características mencionadas, ele possui grande anisotropia da permeabilidade vertical para a horizontal, principalmente quando intercalados por finas camadas de carbonatos. 110

112 Segundo Pizarro e Branco (2012), o modelo de Lula foi baseado no modelo geológico conceitual associado ao modelo deposicional e também à impedância sísmica que apresenta boa correlação da porosidade. Um grande esforço foi destinado para a definição das fácies geológicas e petrofísicas baseadas nos perfis, testemunhos e análises especiais. Também foi dado ênfase na correlação dos atributos da sísmica sobre dados de saturação e porosidade, objetivando identificar as principais heterogeneidades. Essa etapa foi auxiliada fortemente pelos dados dinâmicos dos TLDs e dos poços de aquisição de dados do reservatório (ADRs) perfurados em locais estratégicos. 5.6 Modelos de simulação Estudos de reservatórios foram realizados através de modelagem numérica e testes de laboratório. Foi levado em consideração à aplicação da injeção alternada de água e CO 2 (WAG-CO 2 ) e os resultados obtidos foram comparados ao mecanismo de injeção de água, considerado o caso base. A equação de estado baseou a simulação composicional e foi adotada tanto para a injeção de água quanto para processo WAG com o objetivo de representar corretamente o comportamento de fase dos fluidos. Experimentos de laboratório como testes PVT, viscosidades, pressão mínima de miscibilidade (obtida através do método bolha em ascensão e do teste slim-tube) forneceram dados adequados para os parâmetros da Equação de Estado. As simulações composicionais apresentaram potenciais incrementos na recuperação de óleo comparado ao caso base, onde o reservatório de temperaturas relativamente baixas (entre 140 a 158 F) e alta pressão inicial tende a promover um eficiente processo de deslocamento miscível do óleo pelo gás de hidrocarboneto e a corrente rica de CO 2. Diversos números de poços e condições de injeção foram considerados; um estudo sensitivo da capacidade de processamento de gás da plataforma também foi realizado. Algumas restrições na produção e nos poços injetores foram criadas, como: máxima razão gás-líquido (RGL) e razão de águaóleo (RAO), máxima pressão de injeção e mínima vazão de óleo. Os estudos destacaram a importância da capacidade da planta de processamento de gás, considerando que essa capacidade de gás iria limitar o processamento de óleo. Estudos adicionais relacionados à geometria do poço e às operações do WAG no campo exigiram atenção. Várias técnicas foram testadas para otimizar a recuperação através da injeção de fluido em carbonatos: estimulação ácida, perfuração de poços horizontais e 111

113 posicionamento dos injetores em áreas de baixa permeabilidade. A combinação de geometrias especiais dos poços com os processos convencionais de EOR podem gerar uma boa recuperação em longo prazo, com alta produtividade e injetividade em curto prazo, necessários para a recuperação em cenários não convencionais do pré-sal brasileiro. Uma questão existente era em relação sobre qual fluido começar a injeção. A partir de pontos técnicos e conceituais, iniciar o processo WAG com gás poderia fornecer maiores fatores de recuperação. No processo miscível ao primeiro contato, o gás tenderia a deslocar todo o óleo (móvel e residual). Depois, a água subsequente deslocaria o banco miscível e pressurizaria o reservatório. Também agiria como agente controlador da mobilidade para o próximo ciclo de gás, forçando o gás a procurar caminhos alternativos para melhorar o processo de deslocamento e a eficiência de varrido. Entretanto, a maioria dos processos WAG se inicia com água devido a um simples fator: geralmente esse método é aplicado em campos já maduros e que fazem uso da injeção de água como método de recuperação. Iniciar o processo com água também possui alguns pontos positivos relativos à manutenção da pressão, onde a injeção de água é mais efetiva em fornecer massa para o reservatório e pode promover uma re-pressurização mais rápida. No piloto de Lula, o processo WAG se iniciou com a injeção de água devido às razões de cronograma. A intenção também é testar a primeira injeção com gás no futuro (Pizarro e Branco, 2012). Apesar da injeção de gás ser benéfica para a recuperação de óleo, existe também alguns problemas operacionais conforme já mencionado. Entre eles, existe a possibilidade da deposição de asfaltenos e, por ser um solvente não polar, o CO 2 ou o gás de hidrocarboneto podem criar condições para flocular componentes pesados de asfaltenos presentes no óleo. Formações de hidrato e de parafina também podem ser afetadas pelo CO 2, pois a despressurização de altas vazões de óleo nos risers de produção faz com que o gás se desprenda da solução, reduzindo a temperatura do fluxo e aumentando a possibilidade de deposição de parafinas. Carbonato de cálcio também é um problema associado à injeção de CO 2 em rochas carbonáticas. Outro problema é o potencial de corrosão nos poços, causados pela associação do CO 2 com a água injetado/produzida. Esse problema pode ser contornado através da utilização de ligas especiais, tubos revestidos com plástico e injeção contínua de químicos. O design especial de linhas flexíveis e risers para lidar com o CO 2 é outro aspecto importante no 112

114 projeto. Esses problemas foram levados em consideração no projeto nas seções de integridade e da garantia de escoamento. Como consequência dos estudos, o Piloto de Lula foi projetado para permitir a injeção WAG tanto utilizando o gás produzido, quanto o CO 2, bem como a mistura de gás de hidrocarboneto e CO 2. Por conseguinte, ao menos três poços de injeção foram planejados para serem perfurados na área piloto, sendo dois injetores WAG e um injetor de gás, conforme exibido na Figura 5.5. Figura 5.5: Localização do Piloto de Lula (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) Segundo Pizarro e Branco (2012), para melhorar o gerenciamento do reservatório, a completação inteligente foi adotada. Vários fatores podem afetar a decisão de empregar ou não a completação inteligente nos poços, por isso, não é sempre recomendável esse tipo de configuração. Um dos aspectos considerado foi a geologia que para ser efetiva é desejável ter um isolamento vertical entra as zonas do reservatório. A Figura 5.6 ilustra uma seção transversal de três poços do Piloto de Lula. Por instância, o poço injetor de gás (RJS-665) foi completado em dois intervalos diferentes e medidores de pressão instalados. Enquanto a injeção se iniciou no intervalo superior, a pressão foi monitorada na seção inferior. O poço RJS-660 também foi completado em duas zonas, isoladas mecanicamente, produzindo no intervalo inferior. O outro produtor, RJS-646, foi completado em uma única zona na região superior do reservatório. Sendo possível monitorar a pressão de fundo e o uso de traçadores químicos no fluido injetado, podendo obter informações importantes para a realização do ajuste histórico e para a calibração dos modelos de simulação. 113

115 Figura 5.6: Seção transversal esquemática dos poços (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) O tipo de completação pode ser uma alternativa eficiente para mitigar riscos de fluxos preferenciais e a erupção precoce dos fluidos injetados no reservatório. O sucesso do uso dessa técnica, juntamente com a flexibilidade de se injetar tanto água quanto gás, além da capacidade de alternar a injeção de gás em diversos poços, serão fundamentais para confirmar a recuperação adicional de óleo esperada no campo através do método especial. 5.7 Primeiros resultados Após dois anos de TLD e Piloto de produção, importantes resultados foram obtidos. Conforme Pizarro e Branco (2012), os dados da produção do TLD foram analisados em conjunto com o fluido coletado e as medições de pressão proveniente dos poços de avaliação e de aquisição de dados de reservatório perfurados no Campo. Dentre os diversos tópicos aprendidos, destacam-se: A RGO e a concentração de CO 2 variam ao longo da profundidade e lateralmente; Identificação de áreas drenadas com comunicação vertical, barreiras de permeabilidade e locais com falhas geológicas; Otimização da localização dos poços, redefinição dos intervalos canhoneados e estratégia seletiva baseada nas características e no comportamento do reservatório; Otimização da localização dos FPSOs devido às revisões dos modelos geológicos e de fluxos; Ausência de problemas no escoamento devido à formação de parafinas ou deposição de asfaltenos; O bom desempenho do processo de separação do CO 2 no FPSO, utilizando a tecnologia da membrana; 114

116 Teste de injeção de água no campo de Lula com bom índice de injetividade e distribuição vertical. O Piloto de Lula estava produzindo através de três poços e possuía um injetor de gás. A injeção foi iniciada em Abril de 2011, injetando em torno de 35 MMscf/d. O gás era uma mistura de CO 2 e principalmente gás de hidrocarbonetos. A Figura 5.7 exibe a produção desde o princípio. A partir de Setembro de 2011, o sistema de exportação de gás teve início e desde então, parte do gás produzido era separado do CO 2 e exportado para a costa. O poço injetor começou a injetar principalmente CO 2 com taxas de injeção em torno de 12 MMscf/d, tal gás era permeado através das membranas, com concentrações de dióxido de carbono superiores as 80%. Como todos os poços possuem medidores de pressão, a mesma vem sendo monitorada. O uso de traçador para monitoramento do gás tem sido realizado desde Junho de Figura 5.7: Performance da produção do Piloto (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) No Piloto, importantes resultados foram adquiridos, os quais podem ser interpretados tanto em curto prazo através do gerenciamento da produção quanto em médio prazo analisando o processo WAG como método de recuperação. O comportamento da taxa de injeção do primeiro injetor de gás é exibido na Figura 5.8. A concentração média de CO 2 no gás injetado era de 50%. 115

117 Figura 5.8: Desempenho da injeção no poço RJS-665 (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) Durante esse período, amostras de gás foram coletadas duas vezes ao mês nos produtores para investigar a presença dos traçadores injetados. Até então, nenhum traçador foi detectado. Outra informação importante é relacionada à pressão dos produtores que apresentou uma mudança na tendência após a redução na taxa de injeção do gás. Isso pode ser verificado durante o período de Junho a Novembro de 2011, onde a taxa de produção foi mantida praticamente constante e a injeção de gás havia sido reduzida. Isso é uma indicação que existe uma boa continuidade entre eles. A produção e a injeção total do campo são exibidas na Tabela 5.1: Tabela 5.1: Produção e injeção acumuladas Campo de Lula até Dezembro de 2011 (Jorge Pizarro e Celso Branco, 2012) Produzido Área Óleo (MM bbl) Gás (MM cf) Água (MM bbl) Injetado Gás (MM cf) Piloto de Lula 19, EWT NE 2, TOTAL LULA Os resultados do Piloto de Lula são fundamentais para calibrar os estudos de simulação e para selecionar a melhor estratégia para maximizar a recuperação de óleo e a rentabilidade do projeto. Além disso, os resultados fornecem base para a adoção de estratégias no desenvolvimento dos sistemas definitivos, não apenas para a área de Lula, mas também para outras áreas do pré-sal na Bacia de Santos. 116