Fatores que influenciam no projeto de um processo WAG

De acordo com Jiang, Nuryaningsih e Adidharma (2012), o desempenho do WAG é influenciado por muitos fatores, tais como as propriedades do reservatório (incluindo molhabilidade e heterogeneidade), propriedades dos fluidos (incluindo as propriedades do fluido do reservatório e as do fluido injetado), as técnicas de injeção (inclusive os

tempos das injeções cíclicas), e os parâmetros do WAG (incluindo a relação do WAG, o tamanho da golfada de meio ciclo, e o tamanho total da golfada).

Essa lista pode ser sintetizada nos seguintes pontos (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011):

• Interação entre as propriedades das rochas e dos fluidos – Embora medidas altamente precisas das propriedades e características dos fluidos possam ser realizadas atualmente em laboratório, os resultados desses testes não representam uma característica geral do reservatório, devido ao fato das amostras serem retiradas de diversos pontos no interior do laboratório e as propriedades dos fluidos estarem em constante mudança, devido às mudanças no interior do reservatório pelos processos em andamento, levando a reações inesperadas durante as operações de injeção e produção. Já as variações nas interações rocha-fluido, com mudanças nas condições do reservatório, resultam em variações de molhabilidade, que também afetam parâmetros do escoamento, tais como a pressão capilar e a permeabilidade relativa, sendo este último parâmetro muito importante quando são realizadas simulações numéricas (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011);

• Heterogeneidade do reservatório e estratificação – A vasta maioria dos reservatórios possui distribuição de tamanho de poros não uniforme e com vários graus de interconectividade, originando heterogeneidade de permeabilidade. Quando a heterogeneidade se torna muito desordenada, um comportamento cada vez mais complexo do escoamento do fluido no meio poroso é observado. Entretanto, às vezes é possível segregar essa heterogeneidade na forma de camadas, o que pode constituir camadas homogêneas no interior do reservatório. Os efeitos da estratificação e heterogeneidade podem ser distintos em diferentes reservatórios, afetando vários parâmetros, a exemplo da pressão capilar, permeabilidade relativa e taxas de mobilidade, mas também o deslocamento dos fluidos nativos pelos fluidos injetados. A heterogeneidade pode afetar de maneira severa o projeto do processo WAG e seus fatores de recuperação, mas se torna ainda pior quando aumenta a razão das permeabilidades vertical e horizontal. Quando essa razão aumenta, a segregação gravitacional começa a dominar o comportamento do fluido, o que pode resultar em baixas recuperações (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011);

• Disponibilidade e composição do gás de injeção – No projeto do WAG, a disponibilidade do gás, bem como quantidade e composição, são de importância vital. A disponibilidade afeta o projeto em termos de viabilidade econômica, embora, geralmente,

o gás produzido com o óleo do reservatório seja separado e reinjetado, resultando em economia no processo. Já a composição do gás é crítica para o projeto porque ela é decisiva para saber se haverá ou não miscibilidade, nas condições de pressão e temperatura do reservatório (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011);

• Relação do WAG (WAG ratio) – É a taxa fixa de injeção das golfadas alternadas de água e gás, em cada ciclo, nas condições atuais de reservatório. Esse parâmetro é importante, pois uma taxa otimizada do WAG resulta na obtenção de um valor ótimo de recuperação de óleo. A taxa otimizada depende do reservatório, uma vez que o desempenho de qualquer esquema de WAG depende fortemente da distribuição de permeabilidades, bem como de fatores que determinem o impacto da segregação gravitacional (densidades dos fluidos, viscosidades, e vazões do reservatório). Quando essa taxa é muito alta, pode levar ao aprisionamento do óleo pela água ou, na melhor das hipóteses, pode não permitir contato suficiente entre o óleo e o solvente, levando o perfil de produção à semelhança com a injeção de água. Por outro lado, se a taxa for muito baixa, o gás pode formar caminhos preferenciais no reservatório, fazendo com que o processo tenda a se comportar como injeção de gás e a pressão decline rapidamente, levando à antecipação da erupção do gás e declínio rápido das vazões de produção. Para se obter o valor ótimo da relação do WAG, recomenda-se uma análise de sensibilidade, propondo diferentes taxas para estudar seus efeitos na recuperação de óleo. Uma taxa normalmente utilizada em aplicações de campo é 1:1 e esses volumes injetados nas pressões desejadas afeta fortemente os custos das instalações de superfície (bombas, compressores, etc.), que pode levar a restrições econômicas nos projetos (HAN; GU, 2014; NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011);

• Padrão de injeção – A escolha do espaçamento dos poços é muito importante para o projeto do WAG devido ao fato da eficiência de varrido do óleo ser fortemente afetada pela distância entre os poços produtor e injetor. Dentre as malhas mais conhecidas, o five- spot duplo e invertido (6 poços produtores e 2 injetores) é muito popular, por proporcionar o melhor controle do deslocamento frontal. Entretanto, estudos recentes em um reservatório iraniano fraturado indicaram que o padrão four-spot (4 poços produtores e 2 injetores), resultou em maior recuperação, indicando que o melhor padrão de injeção deve ser escolhido através de estudos de simulação, porque varia de reservatório para reservatório. Contudo, aumentar o número de poços não necessariamente implica em aumentar a recuperação. Embora os padrões regulares sejam normalmente utilizados em

ambientes onshore, raramente são utilizados offshore, devido aos custos serem bem maiores para a perfuração de poços e coleta de dados. Outro parâmetro importante é a orientação dos poços, porque a combinação de poços verticais produtores com injetores horizontais é conhecida por resultar em maior recuperação. A simulação numérica possibilita que sejam testados vários cenários envolvendo a localização dos poços, sua orientação, inclusive os parâmetros do WAG, para avaliar a evolução da frente de deslocamento e os impactos na recuperação de hidrocarbonetos (NANGACOVIÉ, 2012; ZAHOOR; DERAHMAN; YUNAN, 2011; CHRISTENSEN; STENBY; SKAUGE, 2001; TOURAY, 2013);

• Pressões e vazões de injeção/produção – A pressão de fundo do poço produtor é um dos fatores mais importantes que afeta o desempenho da produção. Em um estudo considerando um modelo com características de um reservatório do Alasca, foi verificado que a pressão de fundo do poço produtor deve ser um pouco inferior à pressão de bolha para que a recuperação do óleo seja máxima. Quando a pressão de fundo do poço produtor é muito inferior à pressão de bolha, a erupção do gás ocorre muito cedo, levando ao declínio da produção de óleo. Para a injeção de solventes, a pressão de deslocamento deve ser mantida acima da PMM, para desenvolver miscibilidade e deslocar o óleo com maior eficiência, o que determina o limite inferior para as pressões de injeção e produção. Por outro lado, o limite superior da pressão de deslocamento deve ser ajustado para a pressão de fratura da formação, sendo ideal que o objetivo de projeto seja injetar e produzir com as maiores vazões possíveis, mas dentro desses limites especificados. Já as injetividades da água e do gás em camadas de alta permeabilidade podem ser controladas pela relação do WAG e vazões de injeção (WU et al., 2004; NANGACOVIÉ, 2012);

• Tempo de ciclo do WAG – No projeto do WAG também é importante definir os momentos de chaveamento entre gás e água. Através da aplicação de simuladores numéricos, é recomendável que sejam examinados os comprimentos dos diferentes ciclos do processo, como forma de se conhecer os comprimentos de ciclo adequados para cada caso específico, bem como os efeitos dos tamanhos das golfadas de água e gás na recuperação do óleo (NANGACOVIÉ, 2012);

• Momento de inicialização do processo WAG – Outro fator importante no projeto do WAG é o momento de iniciar sua aplicação. Existem duas abordagens mais comuns, que é iniciar o processo WAG já no início do desenvolvimento do reservatório ou após a erupção do fluido miscível injetado. Pesquisas utilizando um modelo com características de um reservatório do Alasca levaram à conclusão de que a erupção aconteceu quase no

mesmo momento, com uma vazão de produção muito baixa no período, mas que após a erupção do solvente, a produção acumulada de ambos os casos cresceu significativamente. Entretanto, baseado nos resultados das simulações, o autor do estudo recomenda que o WAG seja iniciado o mais cedo possível no ciclo de desenvolvimento do reservatório, para manter a pressão média do reservatório e se obter alta recuperação de óleo (WU et al., 2004; NANGACOVIÉ, 2012).