Injeção de gás (CO 2 )

Após a verificação do comportamento do fator de recuperação, em função das várias vazões de injeção de água testadas e para fundamentar as etapas posteriores do estudo, foi necessário realizar testes semelhantes para a injeção de gás.

Como o gás é um fluido de alta compressibilidade, os volumes injetados são muito superiores aos volumes injetados pela malha com água, conforme verificado na legenda da Figura 5.8, que apresenta as curvas de percentual de óleo recuperado para cada vazão

de injeção de CO2 definida, com os fatores de recuperação finais sendo explicitados na

Tabela 5.2.

Figura 5.8 – Curvas de fatores de recuperação obtidos para o reservatório com injeção de CO2, para as vazões indicadas.

Tabela 5.2 – Percentual de óleo recuperado ao final de 12 anos para a injeção de CO2.

Qg Vazão total injetada (m³) FR (%)

1 2.000 46,29 2 4.000 64,41 3 12.000 80,43 4 20.000 84,09 5 40.000 88,50 6 60.000 92,05 7 80.000 94,31 8 100.000 94,84 9 120.000 94,45 10 160.000 95,45 11 320.000 95,09 12 500.000 95,46

No caso da injeção de gás, especialmente de CO2, os fatores de recuperação obtidos

são muito superiores aos obtidos para a injeção de água, uma vez que o gás, em condição de miscibilidade, não apenas empurra o óleo para os poços produtores, mas também, devido à pressão de injeção ser superior à pressão mínima de miscibilidade para a maioria dos casos simulados, se mistura ao óleo, provocando seu inchamento, redução da viscosidade e do valor da saturação de óleo residual ao gás.A Figura 5.9 ilustra o efeito do inchamento do óleo no reservatório para a injeção de 20.000 m³/dia de CO2, onde a

primeira coluna mostra o comportamento da saturação de gás, a segunda coluna mostra o comportamento da viscosidade (cP) e a terceira coluna mostra o comportamento da densidade mássica do óleo (lb/ft³).

Figura 5.9 – Mapas de saturação de gás, viscosidade e densidade do óleo, para o reservatório com uma vazão de injeção de CO2 de 20.000 m³/dia.

(a1) Sg no início: (a2) µo no início: (a3) ρo no início:

(b1) Sg em 6 meses: (b2) µo em 6 meses: (b3) ρo em 6 meses:

A figura mostra que, inicialmente, o reservatório está subsaturado (Sg = 0),

apresentando um óleo com viscosidade média da ordem de 1 cP e densidade média da ordem de 44 lb/ft³. Com o início do processo de injeção e mistura do gás no óleo, ocorre o processo de inchamento, verificado através do aumento da densidade do óleo, que se expande em um meio poroso de volume limitado, ao mesmo tempo em que a viscosidade do óleo vai sendo progressivamente reduzida, conforme observado para 6 meses e 1 ano de injeção do gás no reservatório.

A Figura 5.8 mostra que, à medida que a vazão da malha é aumentada, os fatores de recuperação obtidos, ao final do tempo de projeto, vão sendo incrementados. Entretanto, em uma situação real, o alcance desses patamares de injeção dependeria, dentre outros fatores, da disponibilidade do gás e da avaliação da viabilidade econômica de se injetar quantidades tão elevadas de gás. Da mesma forma, observa-se que, com exceção da curva de recuperação de óleo para a vazão de injeção de 2.000 m³/dia, as demais curvas apresentam um ponto de mudança de comportamento, onde o ritmo da produção se torna mais lento. A Figura 5.10 apresenta três dessas curvas de percentual de óleo recuperado, para as vazões de injeção de 4.000 m³/dia, 12.000 m³/dia e 20.000 m³/dia, com as produções acumuladas do CO2 injetado, para cada um desses casos.

Figura 5.10 – Curvas de percentual de óleo recuperado e da produção do CO2 injetado,

para as vazões de injeção de 4.000 m³/dia, 12.000 m³/dia e 20.000 m³/dia.

As partir das linhas tracejadas na Figura 5.10, e da associação das curvas com cores semelhantes (T1 para 20.000 m³/dia, T2 para 12.000 m³/dia e T3 para 4.000 m³/dia),

verifica-se que as linhas dos fatores de recuperação sofrem uma redução no ritmo de crescimento após a erupção (breakthrough) do CO2 no poço produtor. Isso acontece

porque, a partir desse momento, o gás tende a fluir mais facilmente para o poço produtor, reduzindo a eficiência microscópica de deslocamento do método.

A Figura 5.11 mostra o comportamento da pressão do reservatório para cada vazão de injeção de CO2, para os 2 primeiros anos de projeto, uma vez que as curvas ficam

praticamente estabilizadas pelo restante do período.

Figura 5.11 – Comportamento da pressão do reservatório nos dois primeiros anos, para cada vazão de injeção de gás definida.

Quanto maior a vazão de injeção, maior o patamar de pressão alcançado no interior do reservatório, nos primeiros meses de projeto. Contudo, logo esses níveis caem para valores próximos ao limite mínimo estabelecido para a produção dos poços (5.600 psia), uma vez que o gás tem alta compressibilidade, o que não acontece quando se injeta água.

Considerando a vazão de injeção de 2.000 m³/dia de CO2 como referência, é

possível verificar a evolução da saturação de óleo através dos mapas mostrados na Figura 5.12.

Figura 5.12 – Mapas de saturação de óleo para o modelo com vazão de injeção de 2.000 m³/dia de CO2: (a) Inicial; (b) 5 dias; (c) 1 mês; (d) 6 meses; (e) 1 ano; e (f) 2 anos.

Comparando com os mapas de saturação de água mostrados na Figura 5.6, é possível verificar que o gás não conseguiu varrer a mesma quantidade de óleo nos dois anos tomados como referência. Os mapas de saturação também mostram a segregação gravitacional, pois quando se injeta água, o óleo vai sendo empurrado para o poço produtor e se acumulando no topo da formação, pois a água tem massa específica maior

(a) Inicial: (b) 5 dias:

(c) 1 mês: (d) 6 meses:

e tende a se acumular abaixo da camada de óleo. No caso do gás, cuja densidade é menor, é o fluido injetado que tende a se acumular no topo, conforme pode ser visualizado na referida figura, caracterizando a segregação gravitacional do gás.

Avaliando as curvas de fatores de recuperação obtidas para o processo de injeção de CO2 no reservatório (Figura 5.8), foram escolhidas três das menores vazões (4.000

m³/dia, 12.000 m³/dia e 20.000 m³/dia), que apresentaram, ao final do tempo de projeto, fatores de recuperação superiores a 50%, para serem utilizados nas análises realizadas posteriormente. Suas curvas são mostradas na Figura 5.13.

Figura 5.13 – Fatores de recuperação obtidos para as vazões de CO2 definidas para a

análise de sensibilidade.

A verificação da resposta do reservatório à injeção de CO2 e a definição dessas

vazões de trabalho concluem os passos para as etapas seguintes de análise de sensibilidade e estudo dos parâmetros do processo WAG.