Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia CT Curso de Engenharia de Petróleo TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia CT Curso de Engenharia de Petróleo TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor Para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor Vicente Florencio Da Silva Neto Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues Co-Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Natal / RN, Novembro de 2016

Vicente Florencio Da Silva Neto A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor Para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento de Engenharia do Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial na obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Aprovado em de de 2016 Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues. Orientador - UFRN Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Co-Orientador - UFRN Daniel Nobre Nunes da Silva Membro Avaliador - UFRN Natal / RN, Novembro de 2016 Novembro de 2016 I

Dedicatória Dedico esse trabalho aos meus pais, José Eudes Brito Silva e Ana Cristina Carneiro Dantas Silva e para minha avó Terezinha Dantas Fonseca (In memorian) por terem me dado todo suporte para que meu sonho de me tornar engenheiro de petróleo pudesse ser realizado, além de muito amor, carinho em confiança sem eles nada disso poderia ter acontecido. Novembro de 2016 II

Agradecimentos Aos meus pais e irmãos, por ter me dado todo o apoio nas horas que precisei, por toda paciência nas horas em que não aguentava mais estudar e nos desesperos antes das provas importantes. Aos meus amigos Raphael Calderon, Diego Fernandes, Iuri Andrade, Victor Machado e Iago Lucas, por toda ajuda tanto na vida acadêmica quanto na vida pessoal Aos meus amigos e conterrâneos, Alisson Kelvyn, Bruno Nogueira, Marcello Araujo, Efrain Oliveira, Filipe Oliveira, Gustavo Oliveira, Isaac Romualdo, Jorddy Herley, Junior Ulisses, Neto Feitosa, Paulo Welber, Plinio Oliveira e Wesley Macêdo, por cada momento de descontração, cada conselho, cada ajuda, cada boa vinda e cada festa que fizeram com que o peso da graduação fosse menor. A minha namorada Sandy Andrade, por ter me feito sentir um ser humano completo e capaz de sentir que todos os momentos difíceis são justificáveis quando se tem um propósito em sua vida. Ao meu orientador Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues, por todo apoio e orientação nesse processo, sempre me ajudando de maneira clara e tirando minhas dúvidas sobre o trabalho. A todos os meus amigos da Brent Engenharia, principalmente ao presidente Matheus Neves, por todo crescimento pessoal e profissional e pela amizade que sempre me engradeceu e me mostrou ser capaz de realizar coisas que sempre pensei estar acima da minha capacidade. A Barbara Câmara, que de longe foi a pessoa que mais me ajudou no curso de engenharia do petróleo e me incluiu no seu ciclo de amigos e família como se fosse uma pessoa que sempre foi especial para ela. Novembro de 2016 III

SILVA NETO, V.F. A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor. Trabalho de Conclusão de curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues Co-Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Resumo A injeção de vapor é comumente usada como método de recuperação especial em reservatórios contendo óleo pesado, que apresentam alta densidade e viscosidade. Nesse contexto, uma das maiores preocupações da indústria é o custo relacionado à geração de vapor. Devido a esse custo, há uma preocupação em otimizar a quantidade de vapor a ser injetado, sendo que deve ser levado em consideração que parte desse calor é perdido para as camadas adjacentes. Esse trabalho propõe um estudo da influência da espessura do reservatório e do intervalo canhoneado na perda de calor de um reservatório de óleo pesado com características da bacia potiguar no nordeste brasileiro utilizando uma malha de ¼ de five-spot invertido. Para a realização das simulações, foi utilizado o simulador STARS da CMG Launcher Tecnologies 2013 para estudar respostas tais como, fator de recuperação de óleo, perda de calor para todas as camadas adjacentes e entalpia in place. Os resultados mostraram que quando o reservatório é canhoneado na sua base, há uma antecipação na produção de petróleo, devido a uma menor perda de calor para as rochas adjacentes. Palavras-chave: Injeção de vapor, Perda de calor, óleo pesado. Novembro de 2016 IV

SILVA NETO, V.F. A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor. Trabalho de Conclusão de curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal RN, Brasil Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues Co-Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Abstract Steam injection is commonly used as a special recovery method in reservoirs containing heavy oil, which have high density and viscosity. In this context, one of the major concerns of the industry is the cost related to steam generation. Due to this cost, there is a concern in optimizing the amount of steam to be injected, and must be taken into account which part of the heat is lost to the adjacent layers. This work proposes a study of the influence of reservoir thickness and the production interval on the heat loss of a heavy oil reservoir with characteristics of the Potiguar basin in the Brazilian Northeast using an ¼ of inverted five spot. For the simulations, the STARS simulator from CMG Launcher Technologies 2013 was used to study responses such as oil recovery factor, heat loss for all adjacent layers and enthalpy in place. The results showed that, when the reservoir is put into production at its base, there is an anticipation of oil production, due to lower heat losses to adjacent rocks. Key Words: Steam Injection, Heat Loss, Heavy Oil. Novembro de 2016 V

Sumário 1. Introdução... 1 1.1 Objetivos... 2 1.1.1 Objetivos Específicos... 2 2. Revisão bibliográfica... 4 2.1 Petróleo... 4 2.1.1 Classificação do Petróleo... 4 2.2 Calor... 5 2.2.1 Calor Sensível... 6 2.2.2 Calor Latente... 6 2.3 Formas de Transferência de Calor... 7 2.3.1 Condução... 7 2.3.2 Convecção... 8 2.3.4 Radiação... 8 2.4 Condutividade Térmica... 8 2.4.1 Condutividade Térmica em Areias Oleíferas Inconsolidadas... 8 2.5 Entalpia in place... 9 2.6 Esquemas De Injeção... 9 2.6.1 Injeção Periférica:... 9 2.6.2 Injeção Na Base:... 10 2.6.3 Injeção No Topo... 11 2.6.4 Injeção Por Malhas:... 12 2.7 Razão de mobilidade... 13 2.7.1 Eficiência de varrido horizontal... 15 2.8 Métodos de Recuperação Suplementar... 16 Novembro de 2016 VI

2.8.1 Métodos Térmicos... 17 2.8.1.1 Injeção Cíclica de Vapor... 18 2.8.1.2 Injeção contínua de vapor... 19 2.9 Eficiência Térmica... 20 2.10 Parâmetros que influenciam a injeção de vapor... 21 2.10.1 Profundidade Do Reservatório... 21 2.10.2 Permeabilidade do Reservatório... 22 2.10.3 Viscosidade do Óleo... 22 2.10.4 Qualidade do Vapor... 23 2.10.5 Vazão de Injeção de Vapor... 23 2.10.6 Intervalo Canhoneado... 24 2.11 Volume Poroso Injetado... 24 2.12 Simulação Numérica em Reservatórios... 24 3. Metodologia... 27 3.1 Modelagem do Reservatório... 27 3.1.1 Refinamento do Reservatório... 27 3.2 Dados rocha-fluido... 28 3.2.1 Valores de permeabilidades relativas e saturação de fluidos utilizados.. 29 3.3 Elaboração do modelo de fluido... 30 3.4 Dados operacionais para injeção de vapor... 32 3.5 Completação do poço... 32 3.6 Metodologia do trabalho... 33 4. Resultados e discussões... 35 4.1 Comparação entre a recuperação primária e o método de recuperação suplementar... 35 4.2 Comparativo entre as espessuras do reservatório... 36 Novembro de 2016 VII

4.2.1 Análise para espessura de 10 metros... 37 4.2.1.1 Fator de recuperação do óleo para 10 metros... 37 4.2.1.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 10 metros... 38 4.2.1.3 Entalpia In Place para a camada de 10 metros... 39 4.2.2 Análise para espessura de 30 metros... 40 4.2.2.1 Fator de recuperação do óleo para 30 metros... 40 4.2.2.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 30 metros... 42 4.2.2.3 Entalpia In Place para a camada de 30 metros... 43 4.2.3 Análise para espessura de 50 metros... 44 4.2.3.1 Fator de recuperação do óleo para 50 metros... 44 4.2.3.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 50 metros... 46 4.2.3.3 Entalpia In Place para a camada de 50 metros... 47 4.3 Análise do fator de recuperação de óleo versus volume poroso injetado.. 48 5. Conclusões e recomendações futuras... 51 5.1 Conclusões... 51 5.2 Recomendações futuras... 52 Referências Bibliográficas... 54 Novembro de 2016 VII

Índice de figuras Figura 2.1 Gráfico TxQ da Água... 7 Figura 2.2 Esquema De Injeção Periférica.... 10 Figura 2.3 Esquema De Injeção Na Base.... 11 Figura 2.4 Esquema De Injeção No Topo.... 11 Figura 2.5 Esquema De Injeção Por Linhas Direta... 12 Figura 2.6 Esquema De Injeção por Linhas Esconsas.... 12 Figura 2.7 Esquema De Injeção Seve-Spot.... 12 Figura 2.8 Esquema De Injeção Five-Spot.... 12 Figura 2.9 Esquema De Injeção Nine-Spot... 13 Figura 2.10 Esquema De Injeção Seven-Spot invertido.... 13 Figura 2. 11 Esquema De Injeção Nine-Spot Invertido.... 13 Figura 2.12 Representação dos Fingers.... 14 Figura 2.13 Representação de como age a eficiência de varrido horizontal.... 15 Figura 2.14 Relação dos Métodos de Recuperação Suplementar.... 16 Figura 2.15 Representação das fases da injeção cíclica de vapor.... 19 Figura 2.16 Representação da injeção contínua de vapor.... 19 Figura 2.17 Gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura... 22 Figura 3.1 Representação do reservatório grid top (m)...28 Figura 3.2 Gráfico de Permeabilidade relativas ao óleo (krow) e à água (krw) no sistema água-óleo versus saturação de água (sw).... 30 Figura 3.3 Gráfico da permeabilidade relativa ao gás (krg) e ao óleo (krog) no sistema líquido-gás versus saturação de líquido (SL).... 30 Figura 3.4 Gráfico da viscosidade do óleo do reservatório em função da temperatura.... 31 Figura 3.5 Representação do esquema de completação do poço Grid top (m).... 33 Figura 4.1 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo. 36 Figura 4.2 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 10 metros.... 38 Figura 4.3 Gráfico da Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 10 metros.... 39 Novembro de 2016 IX

Figura 4.4 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 10 metros.... 40 Figura 4.5 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 30 metros.... 41 Figura 4.6 Mapas de saturação de óleo para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 41 Figura 4.7 Curvas de Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 30 metros.... 42 Figura 4.8 Mapas de temperatura (º F) para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, nono e décimo segundo ano de injeção.... 43 Figura 4.9 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 30 metros.... 44 Figura 4.10 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 30 metros.... 45 Figura 4.11 Mapas de saturação de óleo para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 45 Figura 4.12 Curvas de Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 50 metros.... 46 Figura 4.13 Mapas de temperatura (º F) para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, décimo e décimo segundo ano de injeção.... 47 Figura 4.14 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 50 metros.... 48 Figura 4.15 Curvas de Fator de Recuperação versus Volume Poroso Injetado.... 49 Novembro de 2016 X

Índice de Tabelas Tabela 2.1 Classificação do Petróleo através do º API... 5 Tabela 3.1 Dimensões e Nº de blocos do reserva...28 Tabela 3.2 Dados rocha-fluido do reservatório... 29 Tabela 3.3 Componentes do fluido... 31 Tabela 3.4 Dados operacionais da injeção de vapor... 32 Novembro de 2016 XI

Capitulo 1 Introdução

1. Introdução Atualmente o petróleo é uma das fontes de energia mais usadas no mundo, ele pode ser classificado de várias maneiras, uma delas é pelo seu grau API, no qual ele pode ser classificado como leve, médio ou pesado. O petróleo leve é o que tem maior valor de mercado, por ter as frações mais leves, ele contém em sua composição hidrocarbonetos de pouca massa molar. Esses compostos são os utilizados na produção de gás natural, gás de cozinha, gasolina, entre outros, o que explica o fato dele ser o mais rentável. Apesar de ser bastante valioso, o petróleo Brent não é o mais abundante nas reservas mundiais, ele representa cerca de 30% das reservas, enquanto o petróleo médio atinge a marca de 58% e o pesado 12% (ENI World Oil and Gas Review 2010). Tendo isso em vista, a maioria dos esforços mundiais se voltaram para a pesquisa de como aproveitar o óleo médio e pesado de melhor forma, seja de como recuperá-lo com mais facilidade, seja na maneira de produzir, e refinar. A problemática dos óleos não leves, é que eles possuem alta densidade e alta viscosidade o que dificulta muito o seu escoamento, então o fator de recuperação é baixo em relação aos reservatórios de óleo leve e ele continuará sendo baixo se não houver uma intervenção através de algum método de recuperação suplementar que vai ajudar produção do poço. Os métodos de recuperação são bastante complexos, cada método tem um melhor cenário onde ele se encaixa de melhor maneira, para óleos com alta densidade e viscosidade, a injeção de vapor apresentou uma maior performance em relação a injeção de água e gás imiscível. Para que os benefícios da injeção de vapor sejam maximizados, vários parâmetros devem ser checados previamente, esse método é bastante complexo, pois qualquer alteração pode influir positivamente ou negativamente no procedimento. Parâmetros tais como, temperatura, pressão, profundidade do reservatório, vazão e título do vapor, distribuição dos poços injetores, 1

permeabilidade e porosidade influenciam diretamente ou indiretamente. Para a otimização desses parâmetros, é necessário vasto estudo utilizando ferramentas de simulação para definir o cenário ideal para uma injeção de vapor. Tendo em vista o exposto acima, muito tem sido investido na simulação numérica de reservatórios, pois utilizando essa importante ferramenta o estudo da otimização da injeção de vapor, permitindo análises rápidas e com alto grau de confiabilidade. Tal simulação ajuda a prever o comportamento do óleo e de outros fluidos no meio poroso em vários cenários, com a alteração dos vários parâmetros citados acima, fica fácil diagnosticar quais ações devem ser tomadas posteriormente, facilitando bastante a produção de óleo médio e pesados nos campos de petróleo. 1.1 Objetivos Esse trabalho tem como objetivo analisar o impacto do intervalo canhoneado para diferentes espessuras do reservatório na eficiência final da injeção de vapor através de simulações numéricas no simulador STARS; Analisar como se comporta a distribuição do calor nas camadas adjacentes e o que é perdido no processo de injeção; analisar o canhoneado, a partir de diferentes espessuras, verificando a eficiência no varrido e o quanto de óleo o vapor consegue recuperar em cada configuração de espessura. 1.1.1 Objetivos Específicos Analisar a perda de calor em reservatórios com espessuras diferentes Analisar a influência do canhoneado na perda de calor 2

Capitulo 2 Revisão Bibliográfica 3

2. Revisão bibliográfica A revisão bibliográfica visa abordar todos os pontos necessários para melhor entendimento desse trabalho, de forma rápida e dinâmica, serão apresentados tópicos relacionados à engenharia de reservatórios, termodinâmica, e métodos de recuperação suplementar em especial o método térmico. 2.1 Petróleo A nomenclatura petróleo vem do latim Petra (pedra) e oleum (óleo) e em estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, com densidade inferior à da água, com odor característico e a cor pode variar entre o negro e castanho escuro. O petróleo é uma matéria-prima que compreende uma mistura de hidrocarbonetos e outras substâncias como o enxofre, nitrogênio oxigênio e metais. O petróleo pode ser dividido em duas fases distintas: a fase líquida (óleo) e a fase gasosa (gás) (Thomas 2004). A teoria mais aceita sobre o surgimento do petróleo é que ele tem origem a partir da matéria orgânica depositada junto com os sedimentos. A matéria orgânica marinha é basicamente originada de microorganismos e algas que formam o fitoplâncton e não pode sofrer processos de oxidação (Thomas 2004). 2.1.1 Classificação do Petróleo Para uso adequado do petróleo, ficou convencionado que ele seria classificado de acordo com suas características físico-químicas, com o passar dos anos, várias maneiras de classificar o petróleo foram propostas. Uma das principais classificações que é largamente utilizada é a que classifica o óleo com base no seu grau API. O grau API foi criado pelo American Petroleum Institute juntamente com a National Bureau of Standards e é utilizado para medir a densidade relativa do 4

óleo e classificar de acordo. Segundo a ANP (2000) a densidade relativa ou gravidade específica é a razão entre a densidade (massa de uma unidade de volume) de uma substância e a densidade de um dado material de referência medidos à temperatura de 20 ºC. O grau API é medido nas condições Standard, tal condição é alcançada a uma temperatura de 60 ºF e 14,7 psia ou 15,56 ºC e 1 atm Abaixo temos a representação em fórmula do grau API. ºAPI = 141,5 densidade relativa 131,5 (2.1) Com base nessa fórmula, o resultado obtido servirá para classificar o óleo como leve, médio, pesado e extrapesado, como pode ser representado na Tabela 2.1. Tabela 2.1 Classificação do Petróleo através do º API Tipo De Óleo º API Leve 31 Mediano 22,3 º API < 31 Pesado 10 º API < 22,3 Extra Pesado < 10 Fonte: EIA 2012 2.2 Calor Calor é um fluxo de energia, ou energia em trânsito, que se manifesta quando existem dois ou mais sistemas com temperaturas diferentes e que flui, espontaneamente, dos corpos mais quentes para os mais frios, até que se atinja o equilíbrio térmico ou que a interação entre eles seja desfeita (Halliday, 2009). 5

2.2.1 Calor Sensível Calor sensível é a quantidade de calor necessária para que uma unidade de massa de uma substância altere sua temperatura em 1 grau. Essa denominação só é dada para o caso em que o calor recebido apenas altera a temperatura do material, permanecendo este no mesmo estado de agregação (Halliday, 2009). 2.2.2 Calor Latente O calor latente é a quantidade de calor que, ao ser fornecida ou retirada de um corpo, não altera sua temperatura, mas causa mudança em seu estado de agregação. Ele informa a quantidade de calor por unidade de massa que é necessário fornecer ou retirar de um objeto para mudar o seu estado de agregação. Observamos esse fenômeno ao derreter o gelo, em que é possível ver a água no estado sólido e líquido a mesma temperatura. O calor que está sendo fornecido para a substância é revertido totalmente para a mudança de fase, e não para o aumento da temperatura (Halliday, 2009). A Figura 2.1 representa um gráfico da temperatura versus calor da água que representa como age o calor sensível e o latente. 6

Figura 2.1 Gráfico TxQ da Água Fonte: Cunha, 2014 2.3 Formas de Transferência de Calor O calor é uma forma de energia que é transferida de um corpo para outro em virtude de uma diferença de temperatura entre eles. Essa transferência de energia pode acontecer de três maneiras: por condução, convecção ou radiação. 2.3.1 Condução Fenômeno de transferência térmica causado por uma diferença de temperatura entre duas regiões em um mesmo meio ou entre dois meios em contato no qual não se percebe movimento global da matéria na escala macroscópica. Durante a injeção de vapor, a condução térmica é responsável pelas perdas de calor para as camadas sub e sobrejacente. Pode ser importante também dentro do reservatório quando a velocidade do fluido é baixa. 7

2.3.2 Convecção Para Fox et al. (1991), convecção representaria a transferência de calor de um lugar para outro graças ao movimento de uma substância aquecida. A quantidade de calor perdida por convecção depende da velocidade e da temperatura do ar ou, eventualmente, da água em contato com a superfície de um corpo. 2.3.4 Radiação Transmissão de energia eletromagnética da superfície de um material no estado de vibração molecular. 2.4 Condutividade Térmica Expressa a capacidade de um material de transmitir uma unidade de energia térmica (J ou Btu) em uma unidade de tempo (s ou h) por uma unidade de área (m² ou ft²) quando uma unidade de diferencial de temperatura (ºC ou ºF) é imposta através de uma unidade de espessura. 2.4.1 Condutividade Térmica em Areias Oleíferas Inconsolidadas A condutividade térmica da rocha no meio poroso depende da mineralogia dos grãos, da cimentação, da saturação de fluido, do tipo de fluido, da temperatura, da pressão e da porosidade. A condutividade térmica dos grãos de areia depende de sua composição. Em particular, o quartzo tem maior condutividade térmica entre os componentes, e como consequência, a condutividade média é fortemente determinada pelo conteúdo de quartzo. 8

2.5 Entalpia in place A entalpia in place é a entalpia que efetivamente aquece o banco de óleo, ela é a entalpia injetada subtraída da produzida e da perdia para as camadas. Como demonstra a Equação 2.2. HinPlace = Hinj Hprod Hperd (2.2) Em que: HinPlace é a entalpia que efetivamente aquece o banco de óleo Hinj é a entalpia injetada Hprod é a entalpia produzida Hperd é a entalpia perdida para as camadas 2.6 Esquemas De Injeção Antes de perfurar os poços, se faz necessário a análise do reservatório para que se possa encontrar possíveis aquíferos e capa de gás, ou também detectar se o reservatório é inclinado ou plano, o que irá impactar diretamente no esquema de injeção do reservatório. Tais esquemas podem ser classificados como: Injeção periférica, Injeção na base, Injeção no topo e injeção por malhas. 2.6.1 Injeção Periférica: Em reservatórios inclinados ou que apresentam declives em suas extremidades, se faz necessário que a perfuração dos poços injetores seja feita nas extremidades do mesmo, com os canhoneados na base da estrutura, para que o deslocamento de óleo se dê de fora para dentro. A Figura 2.2 representa melhor como se dá a disposição dos poços injetores e produtores. 9

Figura 2.2 Esquema De Injeção Periférica. Fonte: Rosa et al., 2006 2.6.2 Injeção Na Base: Poços que possuem aquíferos em sua base, fazem com que seja necessário a perfuração de poços injetores na sua base, tendo os canhoneados também nessa área, nesse caso, usa-se injeção de água, para que junto com o aquífero, seja feita uma manutenção de pressão no reservatório tendo consequentemente a melhora da produção do reservatório. A Figura 2.3 representa o esquema de injeção na base do reservatório. 10

Figura 2.3 Esquema De Injeção Na Base. Fonte: Rosa et al., 2006 2.6.3 Injeção No Topo Em reservatórios que apresentam capa de gás, se faz melhor uso dela perfurando poços injetores no seu topo, afim de se aproveitar a manutenção de pressão fornecida pelo gás, nesse caso injeta-se gás imiscível no poço. A Figura 2.4 representa o esquema de injeção no topo de um reservatório. Figura 2.4 Esquema De Injeção No Topo. Fonte: Rosa et al., 2006 11

2.6.4 Injeção Por Malhas: Em reservatórios que não se podem identificar pontos preferenciais e que sejam planos, para maximizar a produção, se faz um melhor uso do mesmo distribuindo os poços de injeção e produção de maneira homogênea e simétrica em todo reservatório. Os tipos de malhas podem ser: Linha direta, linha esconsa, five-spot, seven-spot, seven-spot invertido, nine-spot, nine-spot invertido. As Figuras 2.5 até 2.11 representam esses tipos de injeção. Figura 2.5 Esquema De Injeção Por Linhas Direta Figura 2.6 Esquema De Injeção por Linhas Esconsas. Fonte: Rosa et al., 2006 Fonte: Rosa et al., 2006 Figura 2.7 Esquema De Injeção Seve-Spot. Figura 2.8 Esquema De Injeção Five-Spot. Fonte: Rosa et al., 2006 Fonte: Rosa et al., 2006 12

Figura 2.10 Esquema De Injeção Nine-Spot Figura 2.9 Esquema De Injeção Seven-Spot invertido. Fonte: Rosa et al., 2006 Fonte: Rosa et al., 2006 Figura 2. 11 Esquema De Injeção Nine-Spot Invertido. Fonte: Rosa et al., 2006 2.7 Razão de mobilidade A razão de mobilidade de um fluido é a relação entre a mobilidade do fluido injetado e a mobilidade do fluido deslocado (Rosa 2006), como indica a equação 2.3. M = Mobilidade do fluido injetado Mobilidade do fluido deslocado (2.3) 13

A mobilidade de um fluido é a relação entre a permeabilidade efetiva à esse fluido e a sua viscosidade, ou seja. M = kw μw Ko μo = Kw μw x μo ko (2.4) Quando a razão de mobilidade apresenta um valor unitário, quer dizer que tanto a mobilidade do fluido injetado (água) quanto a do fluido deslocado (óleo) fluem pelo reservatório com a mesma facilidade. Caso M apresente valores elevados, isso quer dizer que o fluido injetado está deslocando com maior facilidade que o óleo e um dos principais motivos que isso acontece, é devido à alta viscosidade do óleo em alguns casos. A elevada razão de mobilidade pode causar o fenômeno chamado fingers que são caminhos preferenciais criados pela água. Métodos especiais como a injeção de polímeros e os métodos térmicos, agem diretamente na razão de mobilidade. A injeção de polímeros aumenta a viscosidade da água e os métodos térmicos diminuem a viscosidade do óleo. A Figura 2.12 demonstra como ocorre o processo de fingers. Figura 2.12 Representação dos Fingers. Fonte: Curbelo, 2006 14

2.7.1 Eficiência de varrido horizontal A eficiência de varrido horizontal é a fração da área de uma malha de injeção que é varrida ou invadida, áreas não varridas relativamente grandes permanecem após a injeção ter sido abandonada. A eficiência de varrido horizontal é definida através da Equação 2.5: Ea = Ainv At (2.5) No qual Ainv é a área invadida pelo fluido deslocante e At é a área total. A eficiência de deslocamento horizontal depende da geometria de injeção, do volume de fluidos injetado e da razão de mobilidade como demonstra a Figura 2.13. Figura 2.13 Representação de como age a eficiência de varrido horizontal. Fonte: Adaptado de Rosa et al., 2006 15

2.8 Métodos de Recuperação Suplementar Quando são descobertos, o reservatório quando surgente, produz o óleo com a energia primária do reservatório, que pode advir de vários fatores, tais como pressão de poros do reservatório ou algum mecanismo de produção primária, como capa de gás ou gás em solução, entre outros. Ao passar do tempo, o reservatório vai sendo depletado e vai perdendo sua capacidade de produzir de maneira eficaz, para resolver isso se faz necessário um método de recuperação suplementar, que pode ser de forma a repor a pressão perdida do reservatório ou agindo diretamente no óleo em si, diminuindo sua viscosidade e consequentemente o atrito viscoso. Os métodos de recuperação suplementar, podem ser classificados como demonstra a Figura 2.14: Figura 2.14 Relação dos Métodos de Recuperação Suplementar. Fonte: (Rodrigues, 2008) 16

Como já citado, tanto os métodos convencionais, como os especiais, visam repor a energia do reservatório que foi perdida com os anos de produção. Cada um dos métodos tem suas características e um cenário ideal no qual se pode tirar maior proveito dele, por exemplo: a injeção de água não é muito eficaz em óleos pesados, pois com a grande diferença de viscosidade e densidade, acaba formando caminhos preferencias denominados fingers, no qual a água após atingir o breakthrough (chegada da frente de avanço da água no poço produtor), irá escoar sem maiores problemas e isso irá diminuir muito a eficiência de varrido. 2.8.1 Métodos Térmicos A ideia de se utilizar o calor para melhorar a produtividade dos poços é quase tão antiga quanto a indústria do petróleo. O objetivo inicial era modesto: pretendia-se apenas limpar e remover dos poços depósitos de parafinas e asfaltenos. Só meio século depois ocorreu a primeira tentativa de aquecer deliberadamente o reservatório. Há registros de experiências na Rússia, assim como nos EUA, ambas em meados da década de 1930 (Carvalho 2010). O processo de recuperação térmica depende do uso da energia térmica com objetivo de aumentar a temperatura do reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, e deslocando o óleo para um poço produtor (Green & Willhite, 1998), assim diminuindo proporcionalmente a força de atrito viscoso, que é um dos fatores que dificultam a vazão do óleo através do meio poroso, segundo a lei de Darcy. Os métodos térmicos compreendem a injeção de vapor cíclica ou contínua, injeção de água quente, aquecimento eletromagnético e combustão in situ. 17

2.8.1.1 Injeção Cíclica de Vapor O uso da injeção cíclica de vapor tem se provado uma técnica bastante efetiva, pois é um método que faz com que o óleo seja produzido de maneira mais rápida, adiantando a produção para fazer caixa mais cedo e além disso pode ser usado em uma grande faixa de condições de reservatório. A injeção cíclica de vapor foi descoberta acidentalmente no campo Mene Grande na Venezuela em 1959 quando se produzia óleo por injeção contínua de vapor. Durante a injeção ocorreu um irrompimento ( breakthrough ) de vapor e, para reduzir a pressão de vapor no reservatório, o poço injetor foi posto em produção, e então observou-se uma produção de óleo com vazões consideráveis (Lacerda, 2000). O método pode ser repetido várias vezes, cada ciclo de injeção consiste em três etapas: fase de injeção, fase de fechamento (soaking) e por último a fase de produção. A fase de injeção é quando o vapor é injetado de forma rápida e com uma quantidade calculada previamente, essa fase dura geralmente dias ou até semanas. Já a fase de soaking é quando o poço é fechado para que o calor injetado seja distribuído para todo o reservatório na forma de calor latente. Normalmente o poço é fechado durante dois a dez dias. A última fase é a de produção, que é o período que sucede a fase de soaking, em que o poço é colocado para produzir durante meses ou até anos (Carvalho 2010). A Figura 2.15 representa as fases da injeção cíclica de vapor. 18

Figura 2.15 Representação das fases da injeção cíclica de vapor. Fonte: Sefton Resources inc. 2010 2.8.1.2 Injeção contínua de vapor Na injeção contínua, o vapor é injetado no reservatório de forma constante, após o vapor entrar em contato com o óleo ele transmite energia na forma de calor, fazendo com que haja uma queda na viscosidade e densidade facilitando o escoamento do óleo para o poço produtor. Tal ação é melhor explicada na Figura 2.16. Figura 2.16 Representação da injeção contínua de vapor. 19

Fonte: Dias Jr. e Romero / Latin American Journal of Energy Research 1 (2014) 46 53 Como a figura acima expressa, o vapor é gerado na superfície e após passar pela linha de distribuição é injetado no poço através do poço injetor. Nesse caso o esquema de injeção se deu por linha direta, no qual se injeta em um poço e produz em outro, além desse esquema existem vários outros que irão ser discutidos em tópicos mais à frente. Uma das maiores vantagens da injeção de vapor é a redução na viscosidade do óleo, entretanto esse método pode causar outros efeitos no interior do reservatório, como a expansão e destilação do óleo. Na expansão quando aquecido, o óleo pode adicionar uma energia para expulsar os fluidos do reservatório que dependendo da composição pode ocorrer uma dilatação de 10 e até 20% durante a injeção. Já quando se tem óleo volátil, as frações mais leves podem vaporizar e quando entram em contato com formações mais frias podem condensar e formar um solvente ou banco miscível à frente da zona de vapor (Rosa, 2006). O mecanismo de gás em solução também pode contribuir para o aumento da recuperação pelo aquecimento do reservatório devido à vaporização das frações leves do óleo. Essas frações leves, no estado gasoso, se movem em direção ao topo do reservatório, deslocando o óleo durante a subida (Rosa, 2006). 2.9 Eficiência Térmica A eficiência térmica na secção de um sistema de distribuição de vapor é definida pela relação entre a energia térmica que o vapor possui nesta e a energia térmica que o vapor recebeu na fonte de geração de vapor (Lopes, 1986). Este parâmetro é normalmente analisado desde a saída do gerador de vapor até a chegada no fundo do poço, sendo um fator importante na otimização dos sistemas de injeção de vapor, com o intuito de garantir uma maior 20

quantidade de energia injetada no reservatório. (Souza Junior, 2013). A Equação 2.6 define o conceito da eficiência térmica na forma matemática. Eficiência Térmica = Energia do Reservatório Energia Injetada (2.6) De acordo com (PRATS, 1969) a eficiência térmica, antes da chegada do banco de vapor ao poço produtor é mais dependente do tempo de vida do método térmico do que de outras condições operacionais. Desta forma, esta pouca dependência das variáveis operacionais permite que a eficiência térmica seja utilizada como uma das ferramentas mais eficazes para determinar as condições segundo as quais uma porção significativa do calor injetado no reservatório permanece dentro dele. 2.10 Parâmetros que influenciam a injeção de vapor Esse método é bastante complexo devido aos vários parâmetros que podem influenciar negativamente ou positivamente a injeção. Dito isso, abaixo será discutido alguns desses parâmetros que são de vital importância para a aplicação ou não desse método. 2.10.1 Profundidade Do Reservatório Processos de injeção de vapor são limitados pela profundidade da formação, isto devido à perda de calor nos poços injetores que pode ser excessiva, chegando somente água aquecida no reservatório, resultando numa baixa eficiência térmica para profundidades da ordem de 3000 ft (900 m), ou superior. Logo, mais calor pode ser transportado por unidade de massa de vapor injetado em reservatórios rasos, de baixa pressão do que em zonas mais profundas à altas pressões (Rosa, 2006). 21

2.10.2 Permeabilidade do Reservatório A permeabilidade do reservatório é outro critério que limita a eficácia do processo de injeção de vapor. Em reservatórios de baixa permeabilidade, não é possível injetar vapor em vazões suficientes para propagar uma zona de vapor em distâncias apreciáveis dentro de reservatório. Permeabilidades acima de 500 md auxiliam o fluxo de óleos viscosos (Rosa, 2006). 2.10.3 Viscosidade do Óleo A viscosidade do óleo é um dos principais parâmetros que determinam a viabilidade ou não da injeção de vapor, pois para óleos pouco viscosos o aumento da temperatura não irá causar muito impacto na redução de viscosidade, recomenda-se a utilização de métodos térmicos para óleos com viscosidade média a muito alta. O Gráfico 2.17 representa de melhor forma a influência da temperatura na viscosidade. Figura 2.17 Gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura. 22

Como observado no gráfico acima, o óleo a 60 º F apresenta em torno de 11000 cp, e com o aumento da temperatura ele tem uma queda exponencial desse valor. Porém quando a temperatura atinge valores em torno de 316 º F a queda da viscosidade começa a ficar menos acentuada, prova disso é que o óleo passa de 10 cp para 5 cp com uma variação de 128 º F (444 316 ºF), sendo que antes ele passou de 11000 cp para 100 cp com uma mesma variação de temperatura (188 60 º F). Por esse motivo é de extrema importância que o óleo contido no reservatório seja bastante viscoso. 2.10.4 Qualidade do Vapor O título do vapor (ou qualidade do vapor), representa o quanto daquela massa de água está sob a forma de vapor. Quanto maior essa qualidade melhor para o processo, pois se tem a garantia que uma maior quantidade de calor latente será transportada, para o interior do reservatório, aumentando a eficiência do processo. Da mesma forma da vazão de vapor, há uma quantidade ótima que irá retornar uma maior vazão de óleo para uma certa qualidade de vapor (Queiroz 2006). 2.10.5 Vazão de Injeção de Vapor A vazão de vapor (ou cota de vapor), é um parâmetro operacional importante no desempenho da injeção de vapor, já que a mobilidade do óleo aumenta com o aumento da quantidade de calor fornecida, quanto maior a quantidade de vapor utilizada no processo maior a produção acumulada de óleo, porém essa relação não é linear, por exemplo, ao injetar 4000 ton/dia de vapor o retorno é de 500 bbl/dia e ao injetar 6000 ton/dia o retorno é 550 bbl/dia. Tendo isso em vista, é importante estudar a vazão de vapor otimizada, aquela que com uma menor vazão irá recuperar uma maior quantidade de óleo (Queiroz 2006). 23

2.10.6 Intervalo Canhoneado O intervalo canhoneado tem um importante papel na injeção de vapor, pois dependendo de onde o reservatório é canhoneado, ele irá sofrer mais ou menos influência gravitacional, vale salientar também que reservatórios com maior espessura estão mais propensos a sofrer com a segregação gravitacional. Quando o reservatório é canhoneado na base o vapor tende a subir e aquecer as camadas sobrejacentes atingindo melhor a zona de interesse. O que não acontece quando se canhoneia no topo, pois com a influência da gravidade o vapor sobe e não irá conseguir aquecer a zona de interesse. 2.11 Volume Poroso Injetado É o quociente, a cada instante, entre o volume acumulado de fluido(s) injetados (s), medido em condições da superfície, e o volume poroso da zona de óleo (Galvão, 2012). 2.12 Simulação Numérica em Reservatórios A simulação numérica é uma das principais ferramentas para estimar as melhores maneiras de trabalhar com um reservatório ou um campo de petróleo, já que em quase todos os casos a complexidade impede o uso de modelos analíticos, o que faz que essa ferramenta seja de grande importância. A maioria dos simuladores utilizam o método de diferenças finitas que se aplica na obtenção de soluções aproximadas para as equações ou sistema de equações diferenciais não lineares. O simulador pode ser separado de acordo com o tipo de modelagem de fluido que ele trabalha, podendo trabalhar com o modelo Black-oil ou modelo composicional. No modelo Black-oil os fluidos são separados em três fases (água, óleo e gás) e três componentes (água, óleo e gás), tal modelagem faz com que o tempo de simulação seja mais reduzido, as principais funções que são trabalhados no modelo Black-oil são a temperatura e pressão. 24

Já no modelo composicional os componentes são separados em frações, por exemplo, o óleo não é apenas um único pseudocomponentes, ele é divido nas suas várias frações de hidrocarbonetos como C1,C2,C3,C4 e etc (Rosa, 2006). Nesse modelo o tempo de simulação é mais elevado, devido ao aumento das equações a serem resolvidas. 25

Capitulo 3 Metodologia 26

3. Metodologia A metodologia de trabalho constituiu no desenvolvimento de um modelo de reservatório com base no trabalho de Gurgel (2015), com a utilização de ferramentas computacionais como o simulador STARS (Steam Thermal Reservoirs Simulation) da CMG (Computer Modelling Group), além de outros módulos como o Builder, Results 3D e Results Graph. Esses recursos foram utilizados para fazer várias simulações, para que seja analisada a perda de calor na injeção de vapor contínua quando a espessura do reservatório é variada. 3.1 Modelagem do Reservatório O reservatório utilizado é baseado no modelo de Gurgel (2015). Várias simulações foram feitas para analisar a perda de calor para as camadas adjacentes, utilizando uma malha five-spot através do STARS, o modelo simulado segue as coordenadas cartesianas (direções i, j, k). Os dados das próximas seções se referem ao modelo base. 3.1.1 Refinamento do Reservatório Para otimizar o tempo de simulação tendo em vista que a malha é simétrica, utilizou-se apenas ¼ da representação da malha five-spot, como indica a Figura 3.1. 27

Figura 3.1 Representação do reservatório grid top (m). Fonte: Adaptado de Gurgel, 2015 A área de cada quadrante da malha é de 10000m² com distância injetorprodutor de 142 metros. Também foi utilizado 25 blocos em i, com aproximadamente 4m cada, 25 blocos em j com aproximadamente 4m cada. Para calcular a perda de calor devido à variação da espessura do reservatório, a mesma foi variada utilizando 3x e 5x da espessura original, mantendo o mesmo número de blocos. A Tabela 3.1 representa o número de blocos e a espessura de acordo com cada variação. Tabela 3.1 Dimensões e Nº de blocos do reservatório Reservatório (1/4 de five-spot) Dimensões x,y e z (m) Nº de blocos (x,y e z) Número total de blocos I 100 x 100 x 10 25 x 25 x 10 6250 II 100 x 100 x 30 25 x 25 x 10 6250 III 100 x 100 x 50 25 x 25 x 10 6250 3.2 Dados rocha-fluido Os dados do reservatório utilizados foram baseados no mesmo reservatório que Gurgel utilizou em sua tese de doutorado em 2015. Seguindo 28

essa premissa, as propriedades rocha-fluido são características da bacia potiguar, localizada no nordeste do Brasil. Tais propriedades estão listadas na Tabela 3.2. Tabela 3.2 Dados rocha-fluido do reservatório Parâmetros do reservatório base Valor Saturação de óleo na zona produtora (%) 64 Permeabilidade Horizontal (md) 1000 Kv/Kh (%) 10 Porosidade Inicial (%) 24 Viscosidade do óleo (cp) @ 38 C 1000 Condutividade térmica da rocha (W/mK) 1,73 Espessura da zona de óleo (m) 10 Pressão de superfície (kpa) 101,325 Pressão do reservatório @ 200m (kpa) 1.978 Profundidade do reservatório (m) 200 3.2.1 Valores de permeabilidades relativas e saturação de fluidos utilizados Para representar os valores de permeabilidade relativa e saturação dos fluidos, os Gráficos 3.2 e 3.3 demonstram o comportamento das permeabilidades relativas dos fluidos em função das saturações de água (Sw) e do líquido (Sl). 29

Figura 3.2 Gráfico de Permeabilidade relativas ao óleo (krow) e à água (krw) no sistema água-óleo versus saturação de água (sw). Figura 3.3 Gráfico da permeabilidade relativa ao gás (krg) e ao óleo (krog) no sistema líquido-gás versus saturação de líquido (SL). 3.3 Elaboração do modelo de fluido A modelagem do fluido foi completamente feita por Gurgel em sua tese de doutorado em 2015, utilizando o Módulo WinProp da CMG e foram utilizadas características dos óleos da bacia potiguar. A Tabela 3.3 representa a composição molar do modelo de fluido pseudocomposicional utilizado nesse trabalho. 30

Tabela 3.3 Componentes do fluido Componentes Porcentagem Molar (%) CO2 0,44 N2 0,30 C1-C3 10,35 IC4-NC5 0,32 C6-C12 1,73 C13-C20 18,9 C21-C31 29,50 C32+ 38,46 Segundo (Gurgel 2015) o C32+ apresenta massa molecular de 711,312 g/mol e densidade relativa de 1,010, além disso, a mistura de pseudocomponentes possui pressão de saturação de 2.650,75 kpa e 16,3 º API. temperatura. A Figura 3.4 representa a curva de viscosidade do óleo em função da Figura 3.4 Gráfico da viscosidade do óleo do reservatório em função da temperatura. 31

3.4 Dados operacionais para injeção de vapor Os dados da Tabela 3.4 se referem aos dados utilizados na injeção de vapor. O tempo de projeto total foi de 15 anos para todos os casos. Tabela 3.4 Dados operacionais da injeção de vapor Parâmetros operacionais Valor Qualidade do vapor (%) 50 Vazão de injeção de vapor (t/dia) 20 Vazão máxima de produção de líquido (m³ 100 std/dia) Pressão mínima no poço produtor (kpa) 200,5 Pressão máxima de injeção (kpa) 7.198 Temperatura do vapor (K) 561 Obs: (Gurgel 2015) fez várias simulações variando as vazões para a espessura de 10 metros, em seu trabalho utilizou as vazões de 20, 25 e 30 toneladas de vapor por dia para a sua análise. Nesse caso será utilizada a vazão de 20 toneladas por dia mantendo o volume poroso injetado para as outras espessuras. 3.5 Completação do poço A Figura 3.5 representa a completação do poço para o modelo base. O reservatório foi canhoneado integralmente, do topo até o fundo, tanto no poço injetor, quanto no produtor. Em simulações futuras, foi alterado o esquema de canhoneado para o poço injetor para constatar quais alterações na produção do poço e na perda de calor essa ação irá causar. 32

Figura 3.5 Representação do esquema de completação do poço Grid top (m). 3.6 Metodologia do trabalho Para a produção deste trabalho foram seguidos os passos que estão representados no fluxograma da Figura 3.6. Figura 3.6: Fluxograma da metodologia do trabalho. 33

Capitulo 4 Resultados e Discussões 34

4. Resultados e discussões Neste capítulo do trabalho, serão apresentados os resultados de todas as simulações feitas e discussões de como tais simulações podem ser de grande ajuda no trabalho com a injeção de vapor. Foram feitas várias simulações variando a espessura do reservatório e a disposição dos canhoneados (topo e base). 4.1 Comparação entre a recuperação primária e o método de recuperação suplementar Para justificar o propósito do trabalho, uma importante análise é o impacto que a injeção de vapor irá causar na recuperação final de óleo do reservatório, pois como a energia inicial do reservatório não é suficiente para dar uma boa recuperação, é necessário recorrer a esses métodos. Para tal análise, foi feita uma legenda para simplificar a identificação das curvas. Um exemplo de tal legenda, 10m_20Q_550T_0,5y_1-10, indica espessura de 10 metros, vazão de 20 ton/dia de vapor, temperatura de 550 ºF, 0,50 de título de vapor (ou 50%) e 1-10 representa o intervalo canhoneado do poço injetor. O Gráfico 4.1 representa a recuperação do óleo em relação ao tempo de injeção (15 anos). 35

Figura 4.1 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo. Como podemos perceber ao analisarmos o gráfico acima a energia inicial da recuperação primária do reservatório, teve um fator de recuperação que gira em torno de 16%, ou seja, a necessidade de um método de recuperação suplementar é realidade. Vale salientar que para a vazão de 20 toneladas de vapor por dia e espessura de 10 metros, a disposição dos canhoneados não exerce muita influência na recuperação final, devido ao fato da vazão ser relativamente baixa, o tempo de breakthrough é prolongado, acarretando em uma maior eficiência de varrido, porém com uma grande demora na produção de óleo, o que as vezes não é interessante para a indústria. 4.2 Comparativo entre as espessuras do reservatório Para melhor analisar as influências da espessura do reservatório na perda de calor, foram feitas diversas simulações utilizando as espessuras de 10, 30 e 50 metros (mantendo o volume poroso injetado) e variando a posição dos canhoneados, a fim de encontrar o melhor modelo. OBS: Não serão inseridos mapas de temperatura e saturação de óleo para espessura de 20 metros pois ela tem pouca influência entre os três casos. 36

4.2.1 Análise para espessura de 10 metros 4.2.1.1 Fator de recuperação do óleo para 10 metros O fator de recuperação, é um dos principais parâmetros que deve ser analisado, pois ele demonstra qual a porcentagem de óleo que está no reservatório será retirada, analisando esse fator, junto com o preço do barril e os gastos necessários, é que podemos determinar se tal ação é rentável ou não financeiramente. Os gráficos abaixo representam o FR em relação ao tempo de injeção, de acordo com as espessuras de 10, 30 e 50 metros e a distribuição do canhoneado, no topo (cinco primeiros blocos) ou na base (cinco blocos finais). O Gráfico 4.2 representa o fator de recuperação de óleo em relação ao tempo. Como é possível perceber, quando temos uma vazão baixa, o tempo de breakthrough é mais demorado, o que acarreta uma maior eficiência de varrido, pois não há criação de fingers, que prejudicam muito a produção. Porém não é sempre que é interessante esperar vários anos para ter retorno financeiro, isso vai depender da análise econômica do projeto. Para esse caso, as três curvas se comportam de maneira parecida, independente da completação, porém quando canhoneamos todo o intervalo, temos um ganho inicial um pouco maior em relação aos outros quando o poço começa a produzir e elas se igualam no fim da injeção. 37

Figura 4.2 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 10 metros. 4.2.1.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 10 metros As figuras dessa seção representam a energia perdida para todas as camadas em relação ao tempo de injeção, de acordo com a espessura do reservatório e a distribuição do canhoneado, no topo (cinco primeiros blocos) ou na base (cinco blocos finais). A Figura 4.3 representa o gráfico de perda de calor para todas as camadas em relação ao tempo. Ao analisar a figura, podemos perceber que para a espessura de dez metros, a disposição das completações quase não teve influência na alteração da perda de calor para as camadas, isso se dá principalmente ao fato da vazão de injeção e a espessura serem relativamente baixas, então o vapor consegue se distribuir de forma melhor, sem a criação de caminhos preferenciais. 38

Figura 4.3 Gráfico da Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 10 metros. 4.2.1.3 Entalpia In Place para a camada de 10 metros A Figura 4.4 representa o gráfico de entalpia in place versus tempo. Apesar do gráfico de energia perdida versus tempo ser muito parecido, ao analisarmos o gráfico podemos perceber que as configurações de canhoneado 1-5 e 6-10 têm uma leve vantagem nesse parâmetro em relação à configuração 1-10. Vale salientar também que o esquema 1-10 perdeu menos calor em 2010-2011, porém tem uma entalpia in place menor. Esse fenômeno ocorre devido ao fato de que nessa configuração o óleo foi produzido com certa antecipação, logo havia menos óleo aquecido no reservatório. 39

Figura 4.4 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 10 metros. 4.2.2 Análise para espessura de 30 metros 4.2.2.1 Fator de recuperação do óleo para 30 metros O Gráfico 4.5 representa o fator de recuperação de óleo em relação ao tempo. Como é possível analisar no gráfico, quando o poço é canhoneado no intervalo inferior, temos uma antecipação na produção nos anos iniciais. Nesse caso ele atinge um valor de pico mais cedo e começa a ficar constante por volta de dez anos após o começo da injeção. Então é recomendável que para essa configuração, a injeção seja interrompida no fim do nono ano de injeção, pois o fator de recuperação irá sempre girar em torno de 80% e continuar com a injeção não trará nenhuma melhora. Porém só será possível ter uma conclusão mais efetiva, quando for feita uma análise de viabilidade econômica. 40

Figura 4.5 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 30 metros. A Figura 4.6 representa mapas de saturação de óleo em duas dimensões para o reservatório com espessura de 30 metros. Nela é possível perceber que no ano inicial de injeção as três configurações varrem o reservatório de maneira parecida, porém com o passar dos anos a configuração 6-10 tem uma maior eficiência de varrido horizontal, o que justifica a antecipação no valor de Fr. Figura 4.6 Mapas de saturação de óleo para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 41

4.2.2.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 30 metros O Gráfico 4.7 representa a perda de calor para todas as camadas em relação ao tempo. Para a espessura de 30 metros, quando o reservatório é canhoneado apenas no topo ele atinge o breakthrough mais cedo e se dá seu pico de perda de calor, mas no fim da injeção todos as três completações ficam parecidas em termos de perda de calor, com a disposição 1-5 tendo uma perda maior. Figura 4.7 Curvas de Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 30 metros. A Figura 4.8 representa mapas de temperatura (º F) em três dimensões para o reservatório com espessura de 30 metros, nela é possível entender melhor o gráfico, pois ela faz um paralelo entre a perda de calor do vapor e o ganho de temperatura no reservatório. 42

Figura 4.8 Mapas de temperatura (º F) para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, nono e décimo segundo ano de injeção. 4.2.2.3 Entalpia In Place para a camada de 30 metros A Figura 4.9 representa o gráfico de entalpia in place versus tempo. Para a espessura de 30 metros é possível perceber que na configuração de canhoneado 6-10 há um pico no valor desse parâmetro, ou seja, o banco de óleo é aquecido com mais eficiência, o que justifica o crescimento antecipado da curva de fator de recuperação de óleo na figura 4.5. 43

Figura 4.9 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 30 metros. Ainda sobre a figura acima é possível perceber que após esse pico, a curva 6-10 começa a decair até que no décimo ano de injeção ela atinge valores menores que as outras duas, isso ocorre, pois, essa configuração de canhoneado já atingiu o valor máximo de Fr no décimo ano e após isso ela continua constante já que boa parte do óleo já foi movido do reservatório. 4.2.3 Análise para espessura de 50 metros 4.2.3.1 Fator de recuperação do óleo para 50 metros O Gráfico 4.10 representa o fator de recuperação de óleo para a espessura de 50 metros, nele ocorre um caso parecido ao da espessura de 30 metros, em que quando o reservatório é canhoneado no intervalo inferior do reservatório o FR atinge seu maior valor muito antes dos outros casos, apesar do seu breakthrough ser mais tardio. 44

Figura 4.10 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para espessura de 30 metros. Esse caso é um indicativo que a injeção de vapor poderia ser interrompida entre oito e dez anos após o seu início, pois ela se mantém constante até o fim da simulação, entretanto esse indicativo só poderá ser comprovado após uma análise econômica do projeto. Os outros dois casos irão apenas atingir esse valor no final da injeção. Figura 4.11 Mapas de saturação de óleo para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 45

A imagem acima apenas confirma o que o gráfico explica, a eficiência de varrido do esquema de canhoneado 6-10 é muito melhor que os outros casos, por isso ele atinge valores em torno de 80% de FR cerca de 7 anos antes das outras configurações. 4.2.3.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 50 metros Para a espessura de 50 metros, quando canhoneamos apenas a base do reservatório, há uma grande discrepância em relação as outras, no sexto ano de injeção, a diferença entre perda de calor chega até a mais de 1 bilhão de Btu em relação à quando o reservatório é canhoneado completamente e até quase 2 bilhões de Btu quando o reservatório é canhoneado no topo. A configuração 1-5 tem a menor perda de calor para este caso, em quase todo o tempo de injeção. Esse fenômeno pode ser melhor representado na Figura 4.12. Figura 4.12 Curvas de Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo para espessura de 50 metros. 46

Tal discrepância pode ser percebida quando os mapas de temperatura são feitos. É possível perceber que no sétimo ano de injeção o esquema de injeção 6-10 perde mais energia aquecendo mais o reservatório, porém ele vai deixando de perder mais energia com o passar do tempo até chegar no décimo segundo ano onde ele praticamente se iguala com a configuração de canhoneado 1-10. Esse fenômeno é representado na Figura 4.13 que demonstra temperaturas maiores no sétimo ano para o esquema 6-10 e com o passar dos anos os mapas vão ficando parecidos, até chegar no décimo terceiro ano, em que eles se assemelham bastante. Figura 4.13 Mapas de temperatura (º F) para o reservatório com esquema de completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, décimo e décimo segundo ano de injeção. 4.2.3.3 Entalpia In Place para a camada de 50 metros Já na espessura de 50 metros, ocorre um caso parecido ao anterior, há um pico nos valores de entalpia in place que quando comparamos com os valores do gráfico de Fr para 50 metros da Figura 4.14, é possível concluir que o óleo foi aquecido e está sendo movido para superfície com maior eficiência. 47