TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE(C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS Junho, 2017 Natal/RN

2 KARYNNE KAROLYNNE FURTADO DOS SANTOS ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE(C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte Orientador (a): Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas Natal/RN, Junho de 2017 ii

3 KARYNNE KAROLYNNE FURTADO DOS SANTOS ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE (C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEOS PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte.. iii

4 EPÍGRAFE Não é sobre chegar no topo do mundo e saber que venceu. É sobre escalar e sentir que o caminho te fortaleceu... (Ana Vilela) iv

5 AGRADECIMENTOS Primeiramente, agradeço a Deus, pois sem ele eu não teria conseguido chegar ao fim dessa caminhada. Aos meus pais, Márcia Maria Furtado, Márcio Valério Freitas dos Santos e meu padrasto Carlos Jean da Costa Pinheiro por toda luta diária, em prol de me oferecer uma educação de qualidade, sempre me ensinando que a riqueza dessa vida está nos estudos. Por todo o apoio, atenção e compreensão durante toda essa jornada, MUITO OBRIGADA ainda seria pouco. Ao meu filho Guilherme Augusto Coutinho, a luz da minha vida, tão querido e tão amado que apesar dos percalços que tivemos de enfrentar entre os caminhos, só me traz alegria e me ensina a ser cada vez melhor. Aos meus irmãos, Luiz Furtado Neto, Leticia Freitas dos Santos e Luciana Freitas dos Santos. As minhas avós maravilhosas Iracema Fernandes Furtado e Tereza Maria Freitas dos Santos, por todo o amor oferecido, e pelos sábios conselhos. À todos os meus tios especialmente Marcos Antônio Furtado, Magna Maria Furtado e Maria de Fátima Fernandes. Aos meus primos em especial Stefany Louise Furtado Malveira. Aos amigos Gabriela Queiroz, Társis Andrade, Fernanda Amorim, João Felipe pontes, Mauricio Rêgo, Cassio Almeida, Dennise Lorena Sarah Myako e Amanda Fraifer. À minha amiga mais querida e mais amada Kilvia Lisanna, um presente que a vida me deu, alguém que eu vou levar pra vida. Sem ela eu certamente não teria chegado até aqui. Muito obrigada por sonhar meus sonhos comigo, por ser apoio quando eu preciso e por compartilhar tantos momentos ao meu lado. À minha professora orientadora Jennys Lourdes Meneses Barillas, que se mostrou muito mais que uma orientadora, sempre me oferecendo a maior v

6 atenção, solucionando minhas inúmeras dúvidas e questionamentos e me acalmando nos meus momentos de desespero. À todos os colegas do grupo Petroamigos por terem me acolhido em sua turma me fazendo sentir parte dela. Aos meus colegas de laboratório em especial Ismael Alves um grande companheiro que eu tive o prazer de compartilhar os meus dias, durante a elaboração deste trabalho. À CMG pela licença do simulador de reservatórios concedida. À todos os professores do curso de Engenharia de Petróleo da UFRN, por todo o conhecimento e experiência passada no decorrer do curso. E, por fim, agradeço a UFRN por toda estrutura em laboratórios e sala de aulas. vi

7 SANTOS, Karynne Karolynne Furtado - ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR E SOLVENTE (C6/C7) EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS. Trabalho de conclusão de curso, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil. Orientador(a): Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas RESUMO Em virtude da expansão cada vez maior dos campos ditos não convencionais, a indústria petrolífera vem investindo cada vez mais na aplicação dos métodos de recuperação suplementar. Os processos térmicos têm sido grandes aliados quando se deseja recuperar óleos pesados. Através da injeção de vapor temse a redução substancial da viscosidade acompanhada de melhor varrido e produção do óleo. Uma alternativa que vem ganhando cada vez mais destaque é a adição combinada de um método miscível com um método térmico. Juntos eles oferecem além da redução da viscosidade, redução das tensões interfaciais facilitando assim a produção do óleo pesado. O presente estudo oferece análises realizadas por meio de simulações numéricas onde se observa a influência dos parâmetros de distância entre poços, vazões de injeção, porcentagens de vapor e solvente injetados e tipos de solventes em relação à produção acumulada de óleo e do fator de recuperação. Os resultados obtidos atestam que a adição combinada de vapor com solvente obteve respostas positivas e melhoras satisfatórias na recuperação do óleo. Palavras chaves: óleo pesado, vapor, solvente, métodos de recuperação. vii

8 SANTOS, Karynne Karolynne Furtado STUDY OF THE STEAM AND SOLVENT (C6/C7) INJECTION PROCESS IN HEAVY OIL RESERVOIRS, USING VERTICAL WELLS. Final paper, Departament of Petroleum Engineering, Federal University of Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil. Guiding: Profª Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas ABSTRACT Due to the increasing expansion of so-called non-conventional fields, the oil industry has been increasingly investing in the application of supplementary recovery methods. The thermal processes have been great allies when it is desired to recover heavy oils. Through the injection of steam has the substantial reduction of viscosity accompanied by better sweeping and production of the oil. An alternative that is gaining prominence is the combined addition of a miscible method with a thermal method. Together they offer, besides reducing viscosity, reducing interfacial tensions, facilitating the production of heavy oil. The present study offers numerical simulations where the influence of distance parameters between wells, injection flows, injected solvent and solvent percentages and solvent types in relation to cumulative oil production and recovery factor are observed. The results obtained confirm that the combined addition of solvent vapor shows positive responses and satisfactory improvements in oil recovery. Keywords: heavy oil, steam, solvent, recovery methods. viii

9 Sumário 1. INTRODUÇÃO OBJETIVOS OBJETIVO ESPECÍFICO ASPECTOS TEÓRICOS GRAU API DO ÓLEO MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO MÉTODOS TÉRMICOS Injeção de Vapor Métodos Miscíveis SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS MATERIAIS E MÉTODOS FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS Winprop Builder STARS Results Graph e 3D MODELAGEM DO FLUIDO Influência do Solvente Interação rocha-fluido MODELAGEM FÍSICA DO RESERVATÓRIO Refinamento do Reservatório CONDIÇÕES OPERACIONAIS DEFINIÇÃO DO MODELO BASE TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS Configuração ix

10 3.6.2 Configuração METODOLOGIA RESULTADOS E DISCUSSÕES ANÁLISE DOS PARÂMETROS OPERACIONAIS Análise entre a Recuperação Primária e a configuração INFLUÊNCIA DA DISTÂNCIA ENTRE OS POÇOS INFLUÊNCIA DO TIPO DE SOLVENTE INJETADO ANÁLISE ENTRE TODAS AS CONFIGURAÇÕES REALIZADAS INFLUÊNCIA DAS VAZÕES DE INJEÇÃO COMPARATIVO ENTRE O MENOR E O MAIOR FATOR DE RECUPERAÇÃO CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES CONCLUSÕES RECOMENDAÇÕES REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS x

11 LISTA DE FIGURAS Figura Fluxograma dos métodos de recuperação Figura Injeção contínua de vapor Figura Diagrama de fases Figura Ajuste da viscosidade após a regressão Figura 3.3- Curva da viscosidade do óleo em função da temperatura Figura 3.4 Curva da viscosidade do óleo com a influência do solvente C6 em função da temperatura Figura 3.5 Curva da viscosidade com influência do solvente C7 em função da temperatura Figura Vista 3D do reservatório Figura 3.7-Vista areal original do reservatório Figura 3.8 Vista Ij da distribuição dos poços do modelo base Figura 3.9 Vista 3D do modelo base Figura 3.10 Saturação de óleo no reservatório na vista 3D Figura 3.11 Vista IJ e 3D da configuração Figura 3.12 Vista IJ E 3D das configurações 3 e Figura 4.1 Análise entre a recuperação primária e o modelo base Figura 4.2 Análise sobre a influência das distancias entre os poços Figura 4.3 Comparativo entre o caso 1 e 2 para a viscosidade Figura 4.4 Análise da influência do tipo de solvente Figura 4.5 Análise entre todas as configurações desenvolvidas Figura 4.6 Comparação entre as vazões para a configuração Figura Comparação entre os casos 1 e Figura Comparativo pressão dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, Figura Comparativo temperatura dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, Figura Comparativo viscosidade dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, xi

12 LISTA DE TABELAS Tabela 2.1- Classificação do óleo Tabela Composição original do fluído Tabela Propriedades do óleo Tabela Características do óleo Tabela 3.4 Composição dos Pseudocomponentes Tabela 3.5-Permeabilidade do sistema água-óleo Tabela 3.6-Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido Tabela 3.7-Características do Reservatório Tabela 3.8-Condições operacionais do reservatório xii

13 CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO

14 1. INTRODUÇÃO A crescente expansão de campos considerados não convencionais, levou a indústria petrolífera a investir com mais afinco na produção de óleos pesados. Inicialmente, essa alternativa se apresenta pouco atrativa visto que, além desse óleo ter pouco valor comercial, ainda há uma série de fatores que dificultam seu escoamento e portanto o seu transporte. Recuperar óleos pesados, é bastante desafiador pois esses reservatórios apresentam elevado grau de complexibilidade. Embora, haja bastante óleo no interior das jazidas,apenas uma pequena parte na prática consegue ser retirada(rosa, 2006). A produção desse óleo vem atrelada a aplicação de métodos que se mostrem eficazes na sua recuperação.há uma série de métodos que se destinam a suprir esta necessidade, desse modo, o principal desafio enfretado pela industria é escolher a melhor opção que forneça concomitantemente eficácia e custo beneficio. Os métodos especiais de recuperação (térmicos, miscíveis, químicos entre outros) atuam quando os métodos ditos convencionais nâo se apresentam mais como um meio eficaz. As baixas recuperações dos processos convencionais são devido aos aspectos de geologia da formação, altas viscosidades do óleo e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (Queiroz et al., 2005). A diminuição das forças interfaciais são viabilizadas pelo uso de solventes (que são hidrocarbonetos que atuam facilitando a produção de óleo pesado). Entretanto, em uma ação isolada não se apresenta como uma alternativa viável em função do alto custo. Quando injetado junto com o vapor o solvente vaporizado se condensa e mistura-se com o óleo do reservatório criando uma zona de baixa viscosidade dessa forma a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado é melhorada conferindo melhor varrido, redução de caminhos preferenciais e portanto melhor fator de recuperação (Shu e Hartman, 1998). O presente trabalho apresenta um reservatório de óleo pesado e analisa a aplicação combinada de um metodo térmico (injeção de vapor), com um método 14

15 miscível (injeção de solvente). É esperado que essa ação conjunta promova redução da viscosidade e diminuição das forças interfaciais presentes, visando conferir melhor varrido e fluidez do óleo. Com o auxilio do uso de simuladores, foi possível realizar simulações a fim de, analisar a sensibilidade de certos parâmetros como: distância entre poços, tipos de fluidos injetados, porcentagens dos fluidos injetados, e entre outros, de modo que se possa observar como se comportam e como respondem graficamente em termos de produção acumulada e fator de recuperação ou seja, o quanto que essa alternativa se apresenta como uma opção viável para o presente estudo. Estruturalmente esta abordagem foi disposta em seis capítulos onde no primeiro tem-se uma introdução, na sequência uma abordagem teórica, prosseguindo com os materiais e métodos utilizados, logo em seguida, se revelam os resultados e as discussões, em sequência as conclusões e recomendações e por fim, as referências bibliográficas utilizadas. 1.1 OBJETIVOS Desenvolver a área proposta usando o método de injeção contínua de vapor e solvente (hexano e heptano), utilizando poços injetores e produtores, com o auxílio do simulador STARS da CMG OBJETIVO ESPECÍFICO Realizar um estudo das configurações operacionais do processo, tais como: configuração de malhas, vazão de injeção, porcentagens de vapor e solvente, tipos de solventes, entre outros. 15

16 CAPÍTULO 2 ASPECTOS TEÓRICOS

17 2. ASPECTOS TEÓRICOS Neste capítulo, se faz necessário abordar certos conceitos de vital importância para melhor entendimento do trabalho. 2.1 GRAU API DO ÓLEO Para compreender conceitos já citados anteriormente como óleo pesado, é necessário entender essa classificação que foi feita a partir da propriedade física da densidade do petróleo, chamada de grau API, de acordo com o instituto americano de petróleo. Entrando com o valor da densidade do óleo na equação abaixo, é possível estimar em qual categoria o óleo se apresenta. API = Onde: γ = Gravidade ou densidade especifica do óleo (densidade do óleo/densidade da água) nas condições padrão (14,7 psia e 60ºF). A classificação é dada em quatro categorias distintas: óleo leve, mediano, pesado e extrapesado conforme apresentado na Tabela 2.1. Tabela 2.1- Classificação do óleo Tipo de óleo Densidade API Leve 0,87 31,1 Mediano 0,87 < 0,92 22 API < 31 Pesado 0,92 < 1,00 10 < API < 22 Extrapesado >1,00 API 10 Fonte: ANP Quanto maior for o grau API, mais leve o óleo será (ROSA et. al., 2011). Portanto, menor teor de contaminantes ele terá e mais volátil será o que explica o porquê do óleo leve ter maior valor comercial quando comparado ao óleo pesado. Além do mais, se falarmos a respeito da extração, novamente o óleo leve se apresenta como uma melhor alternativa visto que, quanto mais leve menos viscoso esse óleo é, e, melhor será sua extração e produção diferindo assim do óleo pesado que na maioria das vezes necessita de métodos de recuperação para a sua produção. 17

18 2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO Durante a vida inicial de cada reservatório, este tem a capacidade de elevar e deslocar por meio de energia natural o óleo até o poço produtor. Essa capacidade é denominada de recuperação primária. Em razão das elevadas viscosidades dos óleos pesados, a recuperação primária nesses reservatórios é expressivamente baixa (inferior a 6%) (BUTLER E MOKRYS, 1991). Com o passar do tempo, a produção cai e com ela cai a pressão e a temperatura fazendo com que esse reservatório necessite de uma energia extra que suplemente essa produção. Nesse contexto, surgem os métodos de recuperação suplementar que agem dando suporte e aumentando a produção de óleo através de uma energia extra, não oriunda do próprio reservatório com a finalidade de melhorar a mobilidade do fluido dentro do reservatório. A terminologia utilizada para esses métodos se baseia nos critérios que envolvem confiabilidade e tecnologias. Para os métodos que envolvem tecnologias já bem conhecidas e que oferecem elevado grau de confiança e eficácia na aplicação, como é o caso da injeção de fluidos nomeiam-se métodos convencionais de recuperação. Já aqueles que necessitam de uma tecnologia mais sofisticada ainda não satisfatoriamente desenvolvida classificam-se como métodos especiais de recuperação. (CURBELO, 2006). Na Figura 2.1 ilustra-se um fluxograma com os principais métodos: 18

19 Figura Fluxograma dos métodos de recuperação Fonte: Silva, 2013 Partindo dos métodos especiais, o presente estudo deu enfoque a uma categoria de método térmico (injeção de vapor) e miscível (Injeção de solvente). Os métodos especiais de recuperação são empregados para atuar nos pontos onde o processo convencional não conseguiu atingir as taxas de recuperação desejadas (Queiroz, 2006). 2.3 MÉTODOS TÉRMICOS Graças aos métodos térmicos, foi possível viabilizar a produção de óleos pesados em campos denominados não convencionais. A principal aplicação desse método é a injeção de vapor, que vem se consagrando ao longo dos anos e se revelando como uma alternativa economicamente viável auxiliando na recuperação deste tipo de óleo. (QUEIROZ et. al. 2005). Por meio do aquecimento do óleo, é esperado que quando se utilize o processo de injeção de vapor, a viscosidade seja o parâmetro que sofra expressiva mudança sendo essencialmente reduzida. 19

20 A classificação dos métodos térmicos engloba a injeção de fluidos quentes podendo ser água ou vapor e a combustão in situ. Quando se quer diferenciar uma categoria da outra se destaca que na injeção de fluidos, o calor é gerado na superfície diferente da combustão in situ onde o calor é gerado no interior do reservatório. Segundo (GALVÃO, 2008), nos métodos térmicos onde se injeta fluidos quentes a água é a matéria prima que vai gerar calor. Esta pode ser aquecida até atingir a temperatura de vapor ou convertida em vapor. A fração em peso de água convertida para fase vapor denomina-se qualidade do vapor. Após atingir a qualidade de 100%, um sequencial fornecimento de calor aumenta a temperatura até produzir o que se chama de vapor superaquecido. Como dito anteriormente, a viscosidade sofre considerável redução com o aquecimento do reservatório. Entretanto, na prática essa melhoria só ocorre de fato nos intervalos iniciais. Após atingir certa temperatura, se ganha muito pouco no decréscimo dessa propriedade. Vale ressaltar ainda, que as mais pronunciadas reduções são observadas quando se tem óleos de grau API mais baixos e geralmente mais viscosos. (ROSA ET. AL, 2005) Injeção de Vapor Consiste no processo de injetar vapor no interior do reservatório, objetivando reduzir a viscosidade do fluido melhorando desta forma a mobilidade do mesmo e, portanto a sua produção. Está subdividida em injeção contínua de vapor e injeção cíclica. A injeção continua de vapor como o próprio nome diz, consiste em injetar continuamente o fluido. Além disso, tanto os processos de injeção e produção se dão em poços distintos. Os processos de injeção cíclica são caracterizados pelo aparecimento de três etapas não presente nos processos contínuos. Sendo elas fase de injeção, fase de soaking (fechamento do poço) e por fim a fase de produção. Vale ressaltar ainda, que diferentemente da injeção contínua, na cíclica tem-se injeção e produção ocorrendo no mesmo poço (alternando entre si os processos) O método de injeção de vapor ocorre segundo a Figura 2.2: quando uma zona de vapor se forma ao redor do poço injetor, esta se expande com a contínua injeção do 20

21 fluido e nessa zona a temperatura é aproximadamente aquela a do vapor injetado. Adiante do vapor, forma-se uma região condensada através da qual a temperatura diminui. Figura Injeção contínua de vapor Fonte: Galvão, 2008 A quantidade de calor recebida e retida pela formação determina a resposta ao processo de injeção de vapor. O crescimento rápido e continuado da zona de vapor, resultando em alta vazão de deslocamento do óleo, requer que um mínimo de calor seja perdido através das linhas de superfície, nos poços de injeção e para as formações adjacentes. As perdas de calor nesse caso são função da temperatura de injeção, das características do reservatório e do equipamento utilizado (Rosa et.al., 2006). Apesar da aparente eficácia do método, algumas condições devem ser respeitadas para a melhor aplicabilidade do mesmo. Sendo elas as condições e as características do reservatório, e as características do fluido. Por exemplo, segundo (QUEIROZ, 2006), não é recomendável utilizar esse método em reservatórios muito profundos devido as grandes perdas de calor. 21

22 Esperando minimizar as perdas de calor inerentes aos processos térmicos, uma boa alternativa é injetar solvente sozinho ou junto com vapor visto que a viscosidade do óleo também pode ser reduzida mediante a adição desses hidrocarbonetos. (Azin, et. al.,2008) Métodos Miscíveis Quando se propõe a utilizar um método miscível, deseja-se que o fluido que foi injetado possua miscibilidade com o óleo do reservatório (ou seja, quando os fluidos se misturarem em todas as proporções formarem uma mistura homogênea) Tal feito se faz relevante visto que na medida em que, quando se alcance a miscibilidade não se faça presente tensões interfaciais, fazendo com que o óleo seja mais bem deslocado até o poço produtor. Esses métodos podem ser classificados em Miscível ao Primeiro Contato (MPC) ou Miscível a Múltiplos Contatos (MMC), dependendo da maneira como a miscibilidade é desenvolvida. Quando a miscibilidade não ocorre no primeiro contato, o óleo e o solvente injetado não são miscíveis nas condições de reservatório. Esse processo depende da composição do óleo e do solvente e de suas eventuais modificações. À medida que o solvente se move no reservatório os fluidos vão se tornando miscíveis. Entretanto nem sempre é possível se alcançar essa miscibilidade. Tal miscibilidade quando ocorrida com óleos brutos, por exemplo, não se apresenta como uma alternativa economicamente viável por isso segundo (GREEN, 1998) o mais comum é que se injetem pequenas quantidades do solvente. Quando os fluidos envolvidos são gases e líquidos, as interações entre eles são chamadas de superficiais. Já quando essa interação ocorre apenas entre líquidos as propriedades resultantes denominam-se interfaciais. Avaliar as forças interfaciais é relevante na medida em que essas influenciam diretamente na eficácia da recuperação do óleo. (ROSA et. al., 2005). Nas recuperações de óleos pesado envolvendo processos de injeção de solvente, a solubilidade molecular e a difusividade também tem influência direta nas taxas de recuperação. Estes parâmetros dependem fortemente da pressão, da 22

23 temperatura da formação e das propriedades físico químicas do sistema. (LUO et. al., 2007) 2.4 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS Constitui-se de uma ferramenta imprescindível utilizada na engenharia de petróleo com a finalidade de prever o comportamento dos reservatórios tendo como fundamento as curvas de declínio, balanço de materiais e a teoria de Buckley-Levrett (ROSA, et. al., 2006). Outras competências segundo (COTIA 2012), afirmam que com essa ferramenta é possível determinar a previsão da produção de água, óleo e gás do reservatório, os melhores locais para se realizar a perfuração e entre outras. 23

24 CAPÍTULO 3 MATERIAIS E MÉTODOS

25 Trabalho de Conclusão de Curso Engenharia de Petróleo MATERIAIS E MÉTODOS Neste capítulo, foram abordados aspectos a respeito da metodologia utilizada no desenvolvimento do trabalho, compreendendo desde modelagem do fluido até a modelagem do reservatório. Para sucesso de tais desenvolvimentos, fez-se uso de diversas ferramentas computacionais onde nela foi possível inserir dados referentes às propriedades rocha-fluído, condições operacionais entre outros. 3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS Para realizar as modelagens de fluido e reservatório foram utilizadas as ferramentas do simulador CMG (Computer Modeling Group). Sendo elas: Winprop, Builder, Stars, Results Graph e Results 3D Winprop O módulo Winprop garante a partir de dados inseridos, a modelagem do fluido presente no interior do reservatório. Outras competências segundo BAUTISTA (2010) envolvem: Agrupamento ( Lumping ) de componentes; Ajustes de dados de laboratórios através da regressão; Simulações de processos de contato múltiplos; Construção do diagrama de fases; Simulação de experimentos de laboratórios (Liberação diferencial, teste do separador óleo-gás, etc). Após a inserção de todos os dados a ferramenta winprop será responsável pela geração de um arquivo de extensão (.str), constituindo o modelo de fluido que posteriormente será inserido no módulo de outra ferramenta: o Builder Builder Ferramenta responsável pela criação e modelagem do reservatório a partir de dados como: descrição do modelo do reservatório, propriedades rocha-fluido, 25

26 condições iniciais, características do fluido, modelo numérico, criação e configuração dos poços STARS O STARS (STEAM, THERMAL AND ADVANCED PROCESSES RESERVOIR SIMULATION) é um simulador trifásico de múltiplos componentes que tem como objetivo simular recuperações utilizando o método térmico, por exemplo: injeção contínua e cíclica de vapor, combustão in situ, além de processos que podem conter aditivos químicos, nele é possível utilizar variedades de sistemas de malha, podem ser cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura variáveis, também pode variar a porosidade, pode ser realizado na escala de laboratório ou de campo (BARILLAS, 2005) Results Graph e 3D O Results Graph e o Results 3D são ferramentas de pós-processamento para gerar os resultados em 2D e 3D respectivamente (CMG, 2007). A partir de arquivos de extensão (.irf) gerados, é possível observar o comportamento de certos parâmetros de vital importância para o desenvolvimento do trabalho como: saturação dos componentes óleo, água, gás, pressão, viscosidade entre outros em formato 2 ou 3D a partir do (Results 3D), ou ainda obter informações gráficas a respeito de produção acumulada, fator de recuperação, vazão de óleo entre outros(results Graph). 3.2 MODELAGEM DO FLUIDO A partir do módulo do Winprop, foi elaborado o modelo de fluido. Para isso foram inseridos dados como: composição do fluido do reservatório, fator volume formação do óleo, densidade do óleo em função da pressão, viscosidade, grau API, massa específica do óleo entre outros. As tabelas Tabela 3.1, Tabela 3.2 e Tabela 3.3 trazem informações a respeito da composição original do fluido, e das características e propriedades do óleo. 26

27 Tabela Composição original do fluído Componentes Composição (%) Componentes Composição (%) Co 2 0,45 C 9 0,04 N 2 0,27 C 10 0,12 C 1 9,91 C 11 0,63 C 2 0,18 C 12 0,73 C 3 0,27 C 13 1,39 ic 4 0,10 C 14 1,06 nc 4 0,13 C 15 2,73 ic 5 0,04 C 16 1,41 nc 5 0,05 C 17 2,15 C 6 0,05 C 18 1,53 C 7 0,07 C 19 4,03 C 8 0,10 C ,58 Fonte: Do Autor Propriedades do óleo Tabela Propriedades do óleo Densidade do gás 0,7010 Massa molecular C Densidade C 20+ 0,9763 Grau API 16,76 Coeficiente de expansão térmica do óleo 6,8845 X / C Fonte: Do Autor Características do óleo Tabela Características do óleo Pressão g/cm 3 ) Bo Rs (cp) (Kgf/cm 2 ) (m 3 /m 3 Std) (m 3 /m 3 Std) 71,03 0,936 1,0241 6,35 819,2 61,03 0,935 1,0254 6,35 794,4 51,03 0,934 1,0268 6,35 769,6 41,03 0,933 1,0282 6,35 741,6 27,03 0,933 1,0304 6,35 706,2 16,03 0,936 1,0240 3,87 816,3 1,03 0,941 1, ,1 Fonte: Do Autor 27

28 Com a finalidade de acelerar o processo da simulação se fez necessário realizar um agrupamento dos componentes transformando um sistema de multicomponentes em pseudocomponentes. Tal feito foi permitido mediante ao uso do Lumping ferramenta disponível no módulo do Winprop que possibilita a criação desse novo grupo de componentes. Assim sendo, a Tabela 3.4 dispõe como se configurou o agrupamento realizado e nela: é possível notar a presença de maior proporção dos componentes C 40+ corroborando assim, a alta viscosidade do óleo. Tabela 3.4 Composição dos Pseudocomponentes Componentes Fração Molar CO 2 -N CH 4 -CH IC 4 -C C 6 -C C 20 -C C 31 -C C Fonte: Do Autor Tendo em posse os dados do sistema de multicomponentes e pseudocomponentes, foi possível construir um envelope de fases para ambos os sistemas. Este envelope se encontra na Figura 3.1 onde nota-se a correspondência entre o envelope de fase do sistema de pseucomponentes em relação à formação original do fluido. Dessa forma, é possível utilizar o sistema de pseudocomponentes na modelagem do fluido do reservatório. 28

29 Figura Diagrama de fases Fonte: Do Autor A Figura 3.2: apresenta o ajuste da viscosidade em função da pressão para o óleo e para o gás, obtida após a regressão realizada para a modelagem do fluido na ferramenta do Winprop. 29

30 Figura Ajuste da viscosidade após a regressão Fonte: Do Autor E na Figura 3.3 é possível observar que à medida que a temperatura se eleva, a viscosidade se reduz substancialmente fato este presente quando se trabalha com métodos térmicos. 30

31 Figura 3.3- Curva da viscosidade do óleo em função da temperatura Fonte: Do Autor Influência do Solvente O solvente injetado no reservatório juntamente com o vapor foram o C 6 (C 6 H 14 ) e o C 7 (C 7 H 16 ). A escolha destes pode ser creditada a influência de diversos fatores como: pressão, temperatura, peso molecular, solubilidade entre outros. A Figura 3.4 e a Figura 3.5, mostra o comportamento da viscosidade em relação com a temperatura com a presença do solvente C 6 e C 7 respectivamente. 31

32 Figura 3.4 Curva da viscosidade do óleo com a influência do solvente C6 em função da temperatura Fonte: Do Autor Figura 3.5 Curva da viscosidade com influência do solvente C7 em função da temperatura Fonte: Do Autor 32

33 Ambas as imagens retratam que a viscosidade também vai decrescendo expressivamente com a diminuição da temperatura Interação rocha-fluido Nas tabelas Tabela 3.5 e Tabela 3.6 e encontram-se dados a respeito das permeabilidades relativas e pressões capilares dos sistemas água-óleo/ líquido-gás Tabela 3.5-Permeabilidade do sistema água-óleo Sw1 Krw Krow Pcow 0,29 0 0,9 2,416 0,3176 0,0016 0,8285 1,697 0,3452 0,0044 0,758 1,229 0,3728 0,008 0,6886 0,913 0,4004 0,0124 0,6203 0,694 0,4281 0,0173 0,5533 0,537 0,4557 0,0228 0,4876 0,423 0,4833 0,0287 0,4233 0,338 0,5109 0,035 0,3607 0,273 0,5385 0,0418 0,2997 0,224 0,5661 0,049 0,2409 0,185 0,5937 0,0565 0,1843 0,154 0,6213 0,0644 0,1305 0,13 0,6489 0,0726 0,0802 0,11 0,6766 0,0812 0,0349 0,094 0,7042 0,09 0 0, ,3 0 0,022 Fonte: Do Autor 33

34 Tabela 3.6-Permeabilidade relativa do sistema gás-líquido SI1 Krg Krog Pcgo 0,71 0,45 0 0,1441 0,7293 0,406 0,0139 0,1307 0,7487 0,363 0,0395 0,1188 0,768 0,322 0,0726 0,1083 0,7777 0,283 0,1117 0,0989 0,797 0,245 0,1564 0,0906 0,8163 0,209 0,2048 0,0831 0,8357 0,175 0,2587 0,0764 0,855 0,143 0,3161 0,0703 0,8743 0,114 0,3769 0,0649 0,8937 0,0866 0,4421 0,06 0,913 0,062 0,5096 0,0555 0,9227 0,0402 0,5805 0,0515 0,942 0,0219 0,6547 0,0478 0,9613 0,0077 0,7313 0,0444 0, ,8111 0, ,9 0,0384 Fonte: Do Autor Onde Sl1 é a saturação do líquido, Krg é a permeabilidade relativa do gás, Krog é a permeabilidade relativa do sistema gás-óleo e Pcgo é a pressão capilar do sistema gás-óleo. 3.3 MODELAGEM FÍSICA DO RESERVATÓRIO O modelo físico do reservatório dispõe de dimensões 1000 x 750 x 46 disposto em um sistema de coordenadas cartesianas nas direções (x, y, z). A Figura 3.6 mostra uma vista 3D do reservatório. 34

35 Figura Vista 3D do reservatório Fonte: Do Autor 35

36 Dados referentes as características do reservatório podem ser observados na Tabela 3-7. Tabela 3.7-Características do Reservatório Contato água-óleo 230m 287 psi 0,25 Permeabilidade Horizontal (kh) 1050mD Permeabilidade Vertical (kv) 0,12*kh Compressibilidade da formação 7x psi Pressão de Referência 287 psi@198m Espessura da última camada 20m Temperatura inicial do 38 C reservatório Topo do reservatório 198m Capacidade calorífica volumétrica 2,437x10 6 J/m 3 /-K da formação Condutividade térmica da rocha 2,74x10 5 J/m-dia-C Condutividade térmica da fase 5,35x10 4 J/m-dia-K água Condutividade térmica da fase 1,15x10 4 J/m-dia-K óleo Condutividade térmica da fase 3900 J/m-dia-C gás Capacidade calorifica volumétrica 2,347x10 6 J/m 3 /-K da formação Overburden e Underburden Condutividades térmicas 1,496x10 5 Overburden e Underburden Fonte: Do Autor Refinamento do Reservatório Inicialmente foram fornecidas curvas de nível conforme a Figura 3.7 para posteriormente realizar a modelagem do reservatório 36

37 Figura 3.7-Vista areal original do reservatório Fonte: Do Autor Durante a realização do refinamento, foi necessário dividir o reservatório em até dez mil blocos. Ficando assim com 31 blocos de 32.26m no eixo x, 29 blocos de no eixo y e 11 blocos de 2.6m e 1 bloco de 20m no eixo z totalizando 9889 blocos. 37

38 3.4 CONDIÇÕES OPERACIONAIS Durante a modelagem do reservatório foi preciso definir as condições operacionais dos poços. Estes dados se encontram na Tabela 3.8. Tabela 3.8-Condições operacionais do reservatório Temperatura dos fluidos C injetados (vapor+solvente) Qualidade do Vapor 0.6 Pressão máxima do poço injetor 7200 kpa Pressão mínima do poço 197kpa produtor Vazão de injeção 10m 3 /d inicialmente Tempo do projeto 20 anos Fonte: Do Autor 3.5 DEFINIÇÃO DO MODELO BASE Após a definição dos modelos de fluido e reservatório respectivamente, tornou-se necessário definir uma configuração inicial que foi chamada de modelo base para que posteriormente se possa realizar modificações e aperfeiçoamentos. Nesta, foi definida uma configuração caracterizada por: uma malha nine spot normal com vazão inicial de 10 m 3 /d e 5% de solvente C 6 distando os poços horizontalmente cerca de 300m. As Figura 3.8 e Figura 3.9 mostram imagens com as vistas IJ e 3D mostrando como esses poços foram inicialmente distribuídos. Esta configuração foi analisada em três cenários variando as porcentagens de solvente C6 em cada um sendo respectivamente 5,10 e 15% de C6. 38

39 Figura 3.8 Vista Ij da distribuição dos poços do modelo base Fonte: Do Autor Figura 3.9 Vista 3D do modelo base Fonte: Do Auto 39

40 Depois de uma definição prévia de um modelo inicial foi visto onde estariam localizadas as regiões de óleo através da imagem da saturação de óleo, para que dessa forma fosse possível observar os locais mais favoráveis para colocar os poços. Figura 3.10 Saturação de óleo no reservatório na vista 3D Fonte: Do Autor 3.6 TIPOS DE CONFIGURAÇÕES ANALISADAS Além do modelo inicial previamente definido no presente estudo, foi elaborado outras duas configurações objetivando sempre aperfeiçoar o modelo original a partir de análise dos parâmetros de vazões de injeção, porcentagens de vapor e solvente, distância entre poços e configuração das malhas Configuração 2 Nesta configuração foi mantida a malha do modelo base, entretanto, a distância horizontal entre os poços foi diminuída ficando aproximadamente 200m. Quanto as condições operacionais, foi mantido o intervalo de vazões sendo 10 m 3 /d inicialmente até 50m 3 /d. Diferentemente da configuração 1, não houve variação na 40

41 taxa de solvente ficando fixa em 10% de C6. A Figura 3.11 mostra a vista em dois formatos. Figura 3.11 Vista IJ e 3D da configuração 2 Fonte: Do Autor Configuração 3 Uma nova proposta foi optar pela mudança de malha distribuindo mais poços em toda área do reservatório. Nesta configuração, portanto, foi elaborado um modelo de quatro malhas Five spot normal com nove poços injetores e quatro poços produtores. A distância horizontal entre os poços foi de cerca de 300m. Com relação às condições operacionais foi mantida a porcentagem de 10% de C 6 e as mesmas taxas de vazões. 41

42 Figura 3.12 Vista IJ E 3D das configurações 3 e 4 Fonte: Do Autor Posteriormente a configuração 3, teve seu solvente alterado visando uma proposta de melhoria. Logo, foi mantida a mesma malha, as mesmas condições operacionais, mudando apenas o tipo de solvente injetado sendo agora o C7, mas na mesma proporção da configuração anterior de 10%. 3.7 METODOLOGIA Durante a execução do trabalho foram desenvolvidas diversas configurações a fim de compará-las entre si a partir da análise de alguns parâmetros como: a distância entre os poços, vazão de injeção, produção acumulada entre outros e em sequência, determinar o modelo padrão que seria utilizado como base para posteriores modificações e aperfeiçoamentos. Assim sendo, a elaboração do presente trabalho se constituiu de: Modelagem do fluído; Modelagem do reservatório; Desenvolvimento de uma configuração inicial (Modelo base); A partir da configuração inicial, foram desenvolvidas outras duas; Escolha da melhor configuração; Aperfeiçoamentos da melhor configuração. 42

43 CAPÍTULO 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

44 4. RESULTADOS E DISCUSSÕES Neste capítulo são revelados os resultados e discussões a respeito das respostas obtidas através das simulações onde foi analisada a influência dos parâmetros operacionais na aplicabilidade do método em estudo. 4.1 ANÁLISE DOS PARÂMETROS OPERACIONAIS Foram desenvolvidas diversas configurações a partir de simulações, objetivando avaliar a eficiência do método a partir da influência da distância entre os poços, vazões de injeção, porcentagens de vapor e solvente injetados e tipos de solventes a fim de mensurar como estes parâmetros respondem em termo de produção acumulada de óleo e fator de recuperação. Durante a realização dos cálculos da produção acumulada foi necessário retirar todo solvente injetado para evitar que se acentue o volume de óleo produzido Para cálculos de fator de recuperação o volume original do reservatório (VOIP) utilizado foi de m 3 std. Então: ( ) ( ) ( ) ( ) Comparativo entre a Recuperação Primária e o modelo base Como visto anteriormente, a recuperação primária corresponde à capacidade dos reservatórios utilizarem sua própria energia para produzir seus fluidos. Mas nem sempre essa recuperação é eficiente, fazendo necessário aplicar outros métodos que suplementem essa produção. 44

45 Em virtude desse fato, foi feita uma análise entre a recuperação primária e o modelo base. Tal análise vem atestar a necessidade ou não, que o reservatório tem em fazer uso de um método de recuperação que contenha uma energia não oriunda da própria formação. A Figura 4.1 mostra o comparativo do comportamento do reservatório quando não há injeção de vapor e solvente, ou seja, na condição de recuperação primária, e quando há aplicação do método. Nela são mostrados os valores de produção acumulada em função do tempo e fator de recuperação Para a comparação descrita, foi injetada no modelo base inicialmente uma taxa de 5% de solvente C6 e 95% de vapor com uma vazão de 10 m 3 /d com a finalidade de perceber como o reservatório se comportava com uma pequena adição de solvente combinada com vapor. Figura 4.1 Análise entre a recuperação primária e o modelo base Fonte: Do Autor Infere-se a partir do gráfico da Figura 4.1, que esse reservatório: não produz óleo em quantidades suficiente por meio de sua energia natural. Quando se injeta a menor quantidade de solvente combinado com vapor, o reservatório já 45

46 responde um pouco melhor em termos de produção acumulada quando comparado com a recuperação primária. De acordo com o gráfico, quando se compara uma com a outra, há um incremento na produção de cerca de m 3 /d, indicando assim a necessidade da aplicação de um método de recuperação suplementar. Apesar disto, as porcentagens de fator de recuperação contidas no gráfico, revelam uma recuperação excessivamente baixa indicando que esta configuração não é satisfatória. 4.2 INFLUÊNCIA DA DISTÂNCIA ENTRE OS POÇOS A distância entre poços é um dos parâmetros essenciais que interferem diretamente na produção de óleo. Tal parâmetro se mostra relevante visto que quanto mais próximos os poços estiverem, mais rapidamente o óleo é deslocado até o poço produtor. Com isso, ocorre aumento do varrido e, portanto aumento da produção. Entende-se por aumentar o varrido, aumentar a quantidade de óleo deslocada que acontece devido à redução da viscosidade fato este, ocorrido em razão da eficácia da aplicabilidade da junção do método térmico com o miscível. A Figura 4.2 denota a influência que a redução das distâncias horizontais teve sobre a produção acumulada e o fator de recuperação. 46

47 Figura 4.2 Análise sobre a influência das distancias entre os poços Fonte: Do Autor A partir da Figura 4.2, observa-se que quando a distância horizontal entre os poços foi diminuída, os resultados na produção de óleo foram consideravelmente mais positivos. Com a distancia menor, a produção acumulada pra um cenário de 10% de solvente C6 e 90% de vapor com uma vazão de 10m 3 /d foi incrementada em aproximadamente m 3 /d. A Figura 4.3, traz imagens em 3D do parâmetro da viscosidade a fim de justificar a melhora da configuração 2 em relação a configuração 1. 47

48 Figura 4.3 Comparativo entre o caso 1 e 2 para a viscosidade Fonte: Do Autor Na configuração 2, a aplicação do método se mostra mais eficiente em relação a configuração 1. Quando o solvente entrou em contato com o óleo, a condição de miscibilidade foi alcançada fazendo com que assim a viscosidade fosse reduzida. No cenário da data 01/01/2000, a viscosidade era de cerca de 897cp. À medida que o solvente e o vapor injetado foram se misturando com o óleo, este foi diluído graças à redução das forças viscosas e capilares fazendo com que, ao final do projeto a viscosidade chegasse a atingir valores próximos 48

49 de 90cp na região superior do reservatório indicando assim, que uma parcela de óleo significativa teve sua viscosidade diminuída. O mesmo não se observa na configuração1, onde a aplicação do método não se mostrou muito benéfica. Quando se analisa os três cenários nas respectivas datas de 2000, 2010 e 2020, observa-se que uma menor parte do óleo teve uma redução sensível da viscosidade. A ineficácia da aplicabilidade do método pode ser devido à presença do solvente no reservatório, ficando este retido em seu interior evitando assim a sua expansão e mobilidade por todo o reservatório. 4.3 INFLUÊNCIA DO TIPO DE SOLVENTE INJETADO Quando se trabalha com métodos que envolvam injeção de solvente, devese ater além da eficácia que este proporciona os custos envolvidos durante a sua aplicação. Por isso, como já foi discutido, é usual coinjeta-lo com outro fluido como vapor. Para o estudo feito, optou-se por analisar a influência de dois tipos de solvente o C 6 (hexano) e o C 7 (heptano). Para um cenário de 10% de C 6 e 10% de C7 na configuração 3, com vazão máxima de 50m3/d, os resultados em termos de produção acumulada e fator de recuperação são mostrados na Figura

50 Figura 4.4 Análise da influência do tipo de solvente Fonte: Do Autor A Figura 4.4 infere maior produção acumulada de óleo e fator de recuperação para a configuração 3 que teve como fluido injetado o C 6. Tal sucesso pode ser atribuído a miscibilidade alcançada entre o solvente e o óleo. Outros fatores responsáveis por esse fato podem estar relacionados às condições de pressão e temperatura em que se encontra o reservatório. O que permite que o C 6 se misture ao óleo da formação reduzindo as forças viscosas e capilares presentes melhorando o varrido. A diferença da produção de óleo entre os dois foi em torno de ,5465m 3 /d. 4.4 ANÁLISE ENTRE TODAS AS CONFIGURAÇÕES REALIZADAS Depois de realizadas todas as configurações para a elaboração do presente trabalho, fez-se, necessário compará-las a fim de escolher o melhor modelo. A Figura 4-5 mostra o comparativo realizado entre as configurações. Em todas as configurações foi utilizada uma vazão de 30m 3 /d. 50

51 Figura 4.5 Análise entre todas as configurações desenvolvidas Fonte: Do Autor De acordo com a Figura 4.5, a configuração que ofereceu melhor valor de produção acumulada e fator de recuperação foi a de número 3 no cenário de 10% de solvente C 6 para uma vazão intermediária de Q= 30m 3 /d. Entretanto, uma análise durante os tempos iniciais mostra uma antecipação do banco de óleo, para a configuração 2. A melhora da configuração 3 sobre a 2 ocorre já nos tempos finais do projeto. Credita-se tal sucesso ao conjunto da escolha de melhor configuração de poços, tipo de solvente e porcentagem de vapor e solvente. 4.5 INFLUÊNCIA DAS VAZÕES DE INJEÇÃO Uma vez escolhida a melhor configuração, deve-se analisar a melhor vazão, que ofereça maior valor de produção acumulada e fator de recuperação. Feito isto, foi feita uma análise que mostra a comparação entre o menor e o maior fator de recuperação de todas as configurações realizadas no decorrer do trabalho. 51

52 A Figura 4.6 mostra as curvas e de produção acumulada em função do tempo acompanhada de seus valores de fator de recuperação para a melhor configuração, com um intervalo de vazão de 10 a 50 m 3 /d. Figura 4.6 Comparação entre as vazões para a configuração 3 Fonte: Do Autor Pode-se constatar a partir da Figura 4.6 Comparação entre as vazões para a configuração 3, que quanto maior a vazão, maior a produção acumulada visto que, mais massa está sendo injetada no reservatório. O que leva a um maior deslocamento do óleo até o poço produtor. Isso se torna verdade quando, partindo do conceito de entalpia, que corresponde a uma relação de massa por energia, quanto mais massa se injeta, mais calor está sendo colocado no reservatório e este, é o responsável direto pela diminuição da viscosidade do fluído e, portanto pelo seu deslocamento. Esse deslocamento acontece porque quando se injeta o vapor junto com o solvente ocorre um aquecimento no reservatório e nos fluidos existentes em seu interior. Com o aquecimento, vem à redução das forças capilares e viscosas fazendo com que o óleo seja varrido com mais facilidade. 52

53 4.6 COMPARATIVO ENTRE O MENOR E O MAIOR FATOR DE RECUPERAÇÃO Após escolhida a melhor configuração foi realizado a última comparação que atesta a importância dos aperfeiçoamentos realizados no decorrer do presente trabalho. A comparação entre as configurações 1 e 3 em um cenário de 10% de solvente C 6 para a melhor vazão de Q=50m 3 /d, reflete fielmente o incremento de um fator de recuperação sobre o outro. Objetivando esclarecer os principais fatores que fizeram da configuração 1 o pior caso, deve-se ater a outras propriedades que influenciam diretamente na produção acumulada de óleo. Sendo essas: pressão, temperatura e viscosidade. Para a comparação em questão serão denominadas as configurações 1 e 3 como caso 1 e caso 2, respectivamente. Ao final das análises é esperado que seja elucidado o comportamento distinto entre ambos casos. A Figura 4.7 mostra as curvas de produção acumulada e seus respectivos valores de recuperação para ambos os casos. Em seguida temos a Figura 4.8, Figura 4.9 e Figura 4.10 que apresenta uma comparação em três datas distintas 2000, 2010 e 2020 na vista 3D das respectivas propriedades citadas. Figura Comparação entre os casos 1 e 2 Fonte: Do Autor 53

54 Infere-se através da Figura 4.7, uma baixa produção acumulada de óleo e consequentemente, um baixo fator de recuperação para o caso 1. De acordo com o gráfico a produção acumulada do caso 1 não chega nem a metade da capacidade de produção do caso 2. Tal constatação advém do insucesso quanto à eficácia de alguns parâmetros já citados anteriormente Figura Comparativo pressão dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020 Fonte: Do Autor 54

55 Para um reservatório produzir, é necessário que a pressão vá caindo ao longo do tempo visto que a produção de óleo está associada à descompressão dos fluídos. Quando se analisa tal propriedade no caso 1, vê-se que o comportamento da pressão destoa daquele que é esperado aumentando assim expressivamente com o passar do tempo, caracterizando um problema de injetividade no qual compromete a produção do fluido. Diferentemente do caso 1, o caso 2 se apresenta bastante eficaz, a pressão vai caindo ao longo do tempo, garantido que ocorra produção de fluidos, a viscosidade diminui substancialmente com o aumento da temperatura e com isso uma maior quantidade de óleo é varrida até o poço produtor. 55

56 Figura Comparativo temperatura dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020 Fonte: Do Autor 56

57 Figura Comparativo viscosidade dos casos 1 e 2 nos anos 2000, 2010, 2020 Fonte: Do Autor. É esperado com a aplicação de um método térmico combinada com um método miscível, que a viscosidade seja o parâmetro que sofra maior mudança expressiva com o aumento da temperatura. Desta forma, a diminuição da viscosidade proporciona um melhor deslocamento do óleo até o poço produtor aumentando assim o seu varrido e, portanto a sua produção. Apesar de todo o benefício que o método se propõe, vê-se que não obteve sucesso no caso 1 nem pra maior vazão de injeção que se utilizasse. Tal constatação é reflexo dos números expressos nos gráficos de produção acumulada e fator de recuperação do caso 1 sendo expressivamente baixos. 57

58 Credita-se essa melhora significativa, a combinação da configuração de poços mais adequada em conjunto com a adição do solvente e vapor no interior do reservatório que atingiu uma maior área de expansão reduzindo assim a viscosidade de uma maior parcela de óleo. 58

59 CAPÍTULO 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

60 5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Nesta seção foram abordadas algumas conclusões referentes a esse trabalho com base nos resultados obtidos e, além disso, foram feitas sugestões de recomendações para aperfeiçoar ainda mais o projeto. 5.1 CONCLUSÕES As conclusões obtidas são: Quando se deseja recuperar óleos pesados, a aplicação de um método térmico combinada com um método miscível se mostra eficiente aumentando a produção acumulada de óleo. Na comparação entre a configuração 1 e 2, a dois se mostra mais eficiente em razão de possuir menor distância horizontal entre poços o que antecipa a chegada do banco de óleo ao poço produtor; Na análise entre os dois tipos de solventes trabalhados no decorrer do projeto, o C 6 se mostrou mais eficiente quando comparado com o C 7 por apresentar maior miscibilidade com o fluido da formação; A escolha pela melhor configuração: malha 4 FIVES-SPOT, Q=50m 3 /d, DH=200m injetando 10% de solvente C 6 e 90% de vapor, ofereceu os melhores valores de produção acumulada e fator de recuperação. A escolha da melhor vazão foi creditada a maior taxa de injeção Q=50m3/d, em virtude de estar injetando mais massa no reservatório; O incremento do fator de recuperação do caso 2 em relação ao caso 1 foi devido a melhor escolha dos parâmetros de: configurações de malhas, menor distancia horizontal entre os poços e tipos de fluidos. 5.2 RECOMENDAÇÕES Algumas recomendações para trabalhos futuros são: Estudar o método mantendo a vazão de vapor constante, e mudando a porcentagem de solvente.