Comparação entre a Injeção de Polímeros e Injeção Convencional de

Esta seção do trabalho objetiva comparar a injeção de polímeros com a injeção convencional de água. Os métodos foram comparados através de parâmetros fundamentais na análise de métodos de recuperação, tais como: fator de recuperação, razão água-óleo acumulada e corte de água.

4.5.1 Fator de Recuperação

A primeira análise comparativa entre os métodos de recuperação avaliados, isto é, a injeção de convencional de água e a injeção de polímeros é feita por meio do fator de recuperação (FR).

A Figura 4.19 apresenta os fatores de recuperação obtidos, em cada um dos testes, em função do PVinj. Conforme é indicado nesta mesma figura, tanto a injeção contínua de polímeros

quanto a injeção de bancos de gradação viscosa, nas duas configurações avaliadas, apresentaram fatores de recuperação superiores à injeção de água, para o mesmo volume poroso injetado, em grande parte do processo.

Figura 4.19: Fator de recuperação - injeção de água e polímero (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3.

Conforme ilustra a Figura 4.20, os fatores de recuperação são bastante similares para todos os métodos de recuperação avaliados até o instante de irrupção da solução salina. Deste ponto em diante, como pode ser observado na Figura 4.19 e na Figura 4.20, a injeção de polímeros, em todos os testes, apresenta fatores de recuperação superiores em relação à injeção de água.

Figura 4.20: Fator de Recuperação ao longo de 2 PVinj - injeção de água e polímero (A) Teste

1 (B) Teste 2 (C) Teste 3.

No teste 1, o qual representa a injeção contínua de polímeros, é possível notar que as diferenças entre os fatores de recuperação associados à injeção de água e à injeção polímeros são mais significativas ao longo dos dois primeiros volumes porosos injetados (Figura 4.20 - A). Após isso, os FR tendem a ser mais próximos, como pode ser visto na Figura 4.19-A. Isto

evidencia a capacidade da injeção de polímeros em, principalmente, antecipar a produção de óleo.

Nos testes 2 e 3, como esperado, os maiores incrementos no FR foram observados ao

longo do primeiro volume poroso injetado, uma vez que as soluções poliméricas que representam os bancos de gradação polimérica foram injetadas no decorrer deste período (Figura 4.20 – B e C). Quando se inicia a injeção de solução salina, após a injeção dos bancos,

tem-se uma redução entre os incrementos do FR obtidos pela injeção convencional de água e o

processo de gradação viscosa, nas duas configurações avaliadas. Embora, a partir de um dado instante, o fluido injetado seja somente solução salina, os fatores de recuperação atrelados ao processo de gradação viscosa continuam sendo mais elevados em relação à injeção convencional de água devido à retenção do polímero no meio poroso. A retenção, como já explicitado anteriormente, reduz a permeabilidade efetiva à agua resultando assim em razões de mobilidade mais favoráveis.

A Tabela 4.21 apresenta os fatores de recuperação finais obtidos pelos métodos de recuperação avaliados em cada um dos testes assim como os incrementos de recuperação (ΔFR).

Tabela 4.21: Fator de recuperação final e incremento de recuperação final Testes FR Final – Injeção

de Polímero (%) FR Final – Injeção de Água (%) ΔFR (%) 1 72.9 65.5 7.45 2 71.9 68.0 3.96 3 68.0 62.9 5.11

Os maiores incrementos nos fatores recuperação relacionado à injeção de polímeros, nos três testes, são devidos à redução da razão de mobilidade, promovida pela adição do polímero à solução salina e à retenção do polímero no meio poroso. A Tabela 4.22 apresenta os valores de razões de mobilidade terminais (MT) referente à injeção de água e à injeção de

polímeros para cada um dos testes realizados. Salienta-se que nos testes 2 e 3, as razões de mobilidade terminais do processo de gradação viscosa foram calculadas com base nos valores de viscosidades e permeabilidades efetivas (kwef-wat) das soluções salinas injetadas após os

bancos poliméricos. Apesar de não se considerar a viscosidade das soluções poliméricas injetadas no cálculo da MT quando aplicada à injeção dos bancos de gradação polimérica, os

valores mais diminutos desta variável, se comparado aos obtidos na segunda embebição, estão relacionados à redução da permeabilidade efetiva à água.

Tabela 4.22: Mobilidades Terminais

Testes MT – Injeção de Água MT – Injeção de Polímero

1 8.25 1.10

2 6.36 3.32

Embora a segunda embebição, etapa que representa a injeção de água, tenha sido realizada em condições semelhantes nos três testes, os valores de MT obtidos em cada um dos

testes são diferentes. Esta diferença evidencia que as amostras selecionadas, por mais que apresentem permeabilidades absolutas e porosidades similares, possuem heterogeneidades que implicam no desempenho da injeção de água para a recuperação de óleo. O valor mais baixo do MT do teste 2 é devido à maior permeabilidade efetiva ao óleo (koef-1D) da amostra 13C11.

Assim sendo, conforme apresenta a Figura 4.21, o teste 2 apresentou fatores de recuperação mais expressivos em relação aos testes 1 e 3 durante a segunda embebição dos testes de deslocamento.

Figura 4.21: Fator de recuperação - injeção de água (segunda embebição).

4.5.2 Razão Água Óleo Acumulada (RAO) e Corte de Água (Wcut)

Outra análise comparativa entre os métodos de recuperação foi feita através da razão água-óleo acumulada e do corte de água. Por meio destes parâmetros avaliou-se o volume produzido de água, variável também importante na comparação entre os métodos de recuperação avaliados.

Os gráficos da Figura 4.22 apresentam a razão água óleo acumulada em função do volume poroso injetado para a injeção de água e polímero nos três testes. Nesta figura, as RAOs obtidas em cada um dos testes são apresentadas ao longo de 2,5 VP injetados, sendo este o intervalo onde foram observadas as diferenças mais significativas para este parâmetro.

Da Figura 4.22 nota-se através das linhas contínuas azuis e verdes, as quais correspondem aos instantes de irrupção da solução salina e da solução polimérica, respectivamente, o atraso do início da produção do fluido injetado durante a injeção de polímeros, nos diferentes casos analisados, quando comparada à injeção de água. Além disso, observa-se em todos os casos que a curva de RAO acumulada associada à injeção de água está sempre acima daquela que representa a injeção de polímeros. Este aspecto das curvas indica que para mesma quantidade de fluido injetado, a injeção de polímero produz um volume maior de óleo do que a injeção de água. Tal afirmação é corroborada quando se observa as curvas de corte de água na Figura 4.22, as quais indicam que para o mesmo PVinj tem-se um maior volume

de água produzida durante a injeção convencional de água.

A partir dos gráficos da Figura 4.23, pode-se fazer uma análise direta entre o corte de água e a fração de óleo recuperado para os três testes. Destes gráficos constata-se que a curva referente à injeção de polímero está sempre abaixo da curva que representa a injeção de água, indicando que para recuperar quantidades equivalentes de óleo, a injeção de polímeros, nos diferentes casos analisados, produz um volume de água menor.

Figura 4.22: RAO acumulada e WCUT para 2,5 PVinj - injeção de água e polímero. (A) Teste 1

Figura 4.23:Wcut em função do fator de recuperação - injeção de água e polímero (A) Teste 1 (B) Teste 2 (C) Teste 3.