Comparativo dos melhores casos dos métodos analisados

A Figura 5.60 apresenta os fatores de recuperação obtidos para todos os melhores casos dos métodos avaliados, com exceção das injeções de água e gás, em que foram considerados os melhores resultados dentre os casos selecionados para as etapas seguintes do estudo (Figura 5.7 e Figura 5.13).

Figura 5.60 – Comparativo das curvas dos fatores de recuperação obtidos para os casos destacados de todos os métodos estudados.

A partir da referida figura, é possível verificar que:

• Considerando o tempo total de projeto (12 anos), a maior recuperação de óleo (91,52%) foi obtida quando aplicado o método WAG, com maior tempo de ciclo e relação WAG mais recomendada na literatura (1:1);

• Na comparação dos resultados obtidos com a aplicação da injeção de água e os demais métodos, verifica-se que a injeção de água tanto apresentou a menor recuperação de óleo (44,92%), ao final do tempo de projeto, como foi o método com menor antecipação na curva de produção, uma vez que ele proporciona um varrido macroscópico do óleo do reservatório, limitado à saturação de óleo irredutível observada nas curvas de permeabilidade (33%);

• Se considerado 1 ano de projeto, o SWAG apresenta maior antecipação da produção do que os demais métodos, alcançando uma recuperação da ordem de 63,35% no referido período;

• Em 2 anos de projeto, a melhor opção é o WAG iniciado com a injeção de CO2,

produção, alcançando uma recuperação da ordem de 73,81% no referido período;

• A partir de pouco mais de 3 anos de projeto, a melhor recuperação passa a ser obtida como resultado da aplicação do WAG, que tem um ponto de intersecção com o WAG iniciado com CO2 (74,74%) e depois passa a se tornar o método

mais vantajoso, do ponto de vista da recuperação de óleo.

A Figura 5.61 mostra os mapas de saturação de óleo resultantes da aplicação de cada processo estudado, ao final dos 12 anos de projeto. Com base na referida figura, é possível observar que:

• No caso da injeção de água (Figura 5.61a), permanece uma quantidade significativa de óleo no reservatório, uma vez que o deslocamento macroscópico do óleo pela água fica limitado à saturação de óleo irredutível;

• Na injeção de gás (Figura 5.61b), devido à condição de miscibilidade com o gás, o fluido injetado consegue reduzir bastante a saturação de óleo no reservatório, mas influenciado pela segregação gravitacional, permanece uma pouco de óleo na base da zona correspondente;

• No WAG (Figura 5.61c), a injeção de uma grande quantidade de água, antecedendo a injeção do gás, favorece o varrido microscópico do CO2, que em

condição de miscibilidade, consegue deslocar uma grande quantidade do óleo do reservatório, deixando uma saturação mínima dispersa no reservatório, inclusive na zona de água, para onde os fluidos injetados empurram uma parte do óleo; • No WAG com ciclo de injeção invertido (Figura 5.61d), a injeção de uma grande

quantidade de gás, no início, favorece a segregação gravitacional e formação de caminhos preferenciais, comprometendo a eficiência do método. Entretanto, o fato do gás ser injetado em condição de miscibilidade ainda favorece o deslocamento de uma quantidade significativa do óleo do reservatório;

• No SWAG (Figura 5.61e), verificou-se que a mistura de água e gás tende a sofrer influência da segregação gravitacional, no topo e base da zona de óleo, mas desenvolveu um caminho preferencial mais ao centro dessa mesma zona, comprometendo um pouco a eficiência do método no final do processo, embora ele tenha apresentado maior antecipação da produção, para o primeiro ano de projeto;

• Para o SSWAG (Figura 5.61f), foi observado que o CO2 injetado tende a subir e

a água a descer, mas o gás sobe a uma certa distância do seu poço injetor, deixando que apenas a água empurre o óleo ao redor de seu poço injetor. Como consequência, ao final do tempo de projeto, permanece uma maior saturação de óleo ao redor dos poços injetores de água, cujo varrido macroscópico é mais limitado. Da mesma forma, permanece óleo abaixo do poço produtor, em uma região que não consegue ser varrida por nenhum dos fluidos injetados.

Figura 5.61 – Comparativo das saturações de óleo, ao final dos 12 anos de projeto, para todos os métodos estudados.

(f) SSWAG: (e) SWAG:

(a) Injeção de água: (b) Injeção de gás:

A Figura 5.62 apresenta as curvas de percentual de óleo recuperado (FR) versus volume poroso injetado (VPI), para os casos avaliados anteriormente de aplicação dos métodos estudados.

Figura 5.62 – Comparativo dos volumes porosos injetados (VPIs) para os casos destacados de todos os métodos estudados, ao final dos 12 anos de projeto.

Com base na figura, observa-se que:

• Para que se atinja a maior recuperação obtida no processo de injeção de água (44,92%), foi necessária a injeção de apenas 0,1 VPI. Ainda para esse processo, ao final do tempo de projeto, injetou-se 1 VPI;

• Para o intervalo de injeção entre 0,1 VPI e 0,35 VPI, o SWAG mostra-se mais vantajoso, chegando a atingir uma recuperação máxima de aproximadamente 66,38% ao final desse intervalo;

• Já no intervalo compreendido entre 0,35 VPI e 0,48 VPI, o SSWAG é o processo que obtém maior recuperação de óleo, chegando a produzir aproximadamente 70%, ao final do intervalo;

• A partir da injeção de 0,48 VPI, o processo WAG mostra-se mais vantajoso para a recuperação de óleo nesse reservatório. Entretanto, em um pequeno intervalo compreendido entre 0,51 VPI e 0,55 VPI, os processos WAG tradicional e o iniciado com CO2 resultam em percentuais de recuperação muito próximos;

• A partir de 1 VPI, apenas o processo de injeção de gás ainda sofre um incremento de aproximadamente 5 pontos percentuais na recuperação de óleo, sendo que os demais processos praticamente não conseguem mais recuperar óleo do reservatório.