3. Dióxido de Carbono (CO 2 )
5.2 Análise dos Resultados
5.2.1 Resultados
5.2.1.1 Óleo Acumulado
Figura 18 - Óleo acumulado
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 1000 2000 3000 4000
M
il
h
õ
e
s
Injeção de CO2
Injeção de àgua
Inj. WAG-CO2 inicio
água A=16 S=33
Inj WAG-CO2 início
água A=33 S=16
Inj WAG-CO2 início CO2
A=16 S=33
Inj. WAG-CO2 início
CO2 A=24 S=25
Resultados
84
Considerando A número de blocos de injeção de água e S número de blocos
de injeção de solvente (CO
2
).
Observamos, que a injeção de CO
2
é o que apresentou uma maior taxa de óleo
acumulado em 3.650 dias, atingindo cerca de 16 milhões de STB de óleo, embora a
recuperação do óleo estivesse prevista para ser maior no método WAG-CO2, essa
economia pode não ser tão favorável devido as altas taxas de produção de solvente
na injeção de CO
2
, que pode ser verificado na Figura 22, como será mostrado no item
5.2.1.4.
Fato semelhante foi descrito no Capítulo 2, onde uma simulação computacional
descrita por Todd e Longstaff mostrou que a recuperação do óleo que também era
prevista para ser maior no processo WAG-CO
2
, foi maior na injeção contínua de CO
2
,
porém a economia também não foi favorável, em virtude da produção tardia.
Os valores de RGO (razão gás/óleo) para o cenário de injeção de CO
2
são
elevados, como observado na Figura 19, o que tornaria inviável este processo, como
no Denver Unit no campo de Wasson (San Andres) no oeste do Texas, em que os
poços produtores da área com injeção de CO2 tenderam a altas RGO e tiveram de ser
fechados, esse caso está melhor descrito no capítulo 2.
Além disso, em um simulador comercial, há a possibilidade de limitar o RGO
(cartão de monitoramento) e com isto, provavelmente, a recuperação seria
consideravelmente menor. Este resultado permitiu, deste modo, verificar uma das
limitações do simulador utilizado neste estudo.
O segundo melhor resultado na produção acumulada de óleo foi com injeção
WAG-CO
2
começando com injeção de CO
2,
com 33 blocos de injeção de CO
2
e 16 de
água. No método WAG-CO
2
o escoamente entre água e dióxido de carbono
combinados resulta na redução da mobilidade de cada fase melhorando a eficiência
de recuperação do óleo. Isso ocorre de forma mais eficiênte quando começamos com
a injeção do banco de CO2 pois a água pode causar aprisionamento do óleo, e esse
óleo aprisionado não é solubilizado.
Essa pode ser a razão de no processo WAG-CO
2
começando com CO
2
ter uma
eficiência de recuperação melhor quando injetamos menos água, que é o caso com 16
blocos de água para 33 blocos de solvente, apresentando um fator de recuperação de
67,26%, enquando que no caso onde são injetados 24 blocos de água para 25 de
solvente o fator de recuperação foi de 64,15%.
85
Na Figura 18 também observamos que a injeção de água é melhor do que o
pior dos casos de WAG-CO
2
, começando com água e com 33 blocos de injeção de
água contra 16 de solvente, mas inferior ao melhor esquema de injeção alternada. No
WAG-CO
2
injetando muita água, resulta no aumento da saturação de água na
interface solvente/óleo o que pode ocasionar o aprisionamento do óleo residual. A
injeção água não tem uma boa resposta se comparada ao WAG-CO
2
pois não dispõe
do efeito benéfico do solvente, que é a redução da mobilidade de cada fase no
escoamento dos fluidos.
Comparando a razão solvente/óleo (RSO), injeção de gás no início leva a
valores altos de RSO rapidamente. Deste modo, injeção WAG-CO2 começando com
água, em seu melhor esquema de injeção, propicia a obtenção de alto FR (fator de
recuperação) acompanhado de menor produção de gás, como observado na Tabela 4.
86
5.2.1.2 Razão Gás/Óleo
Figura 19 - Razão gás/óleo
Observamos que todos os métodos exceto a injeção de CO
2
produzem uma
razão gás óleo bem próximas.
Em Denver Unit no campo de Wasson (San Andres) no oeste do Texas, em um
projeto piloto real, foram estabelecidas injeção WAG-CO2 e injeção contínua de CO2,
como exposto no Capítulo 2, com o progresso do processo, alguns poços produtores
na área contínua tenderam a altas razões gás óleo (RGO) e tiveram de ser fechados.
Ou seja, uma razão gás/óleo muito elevada, como a apresentada na injeção de CO
2
simulada no trabalho, pode gerar problemas na produção, de tal modo que poços
tenham que ser abandonados.
-0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0 1000 2000 3000 4000
M
il
h
õ
e
s
Inj. de água
Inj. de CO2
Inj. WAG-CO2 início
água A=16 S=33
Inj. WAG-CO2 início
água A=33 S=16
Inj WAG-CO2 início
CO2 A=16 S=33
Inj WAG-CO2 início
CO2 A=24 S=25
Inj. de água
Resultados RGO
87
5.2.1.3 Razão Solvente/Óleo
Figura 20 - Razão solvente/óleo para WAG-CO2
Dentre os métodos WAG-CO
2
, o que apresentou melhor resultado em relação a
razão solvente/óleo foi a configuração onde o processo de recuperação se iniciou
injetando água e com uma relação de blocos de injeção de 33 de água e 16 de
solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado em termos de fator
de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG-CO
2
.
Os WAG-CO
2
começando com injeção de CO
2
obtiveram a maior RSO, em
relação aos que começaram com injeção de água, mas comparado com a RSO da
injeção do CO
2
são mais favoráveis.
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000
M
il
h
a
r
e
s
WAG-CO2 início água
A=16 S=32
WAG-CO2 início água
A=33 S=16
WAG-CO2 início CO2
A=16 S=33
WAG-CO2 início CO2
A=24 S=25
Injeção de CO2
Observamos na Figura
de CO
2
do que nos métodos WAG
produzido deverá ser tratado para retirada do solvente, o que pode ser inviável
economicamente. Essa produção de solvente poderá ser mel
Figuras 22 e 23.
5.2.1.4 Produção de Solvente
Figura
Dentre os métodos WAG
configuração que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de
33 de água e 16 de solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado
0
50
100
150
200
250
300
0 1000
M
il
h
a
r
e
s
Figura 21 – Razão solvente/óleo
Figura 21 que a razão solvente/óleo é muito maior na injeção
do que nos métodos WAG-CO
2
, o que é um problema, pois todo esse óleo
produzido deverá ser tratado para retirada do solvente, o que pode ser inviável
economicamente. Essa produção de solvente poderá ser melhor observado nas
rodução de Solvente
Figura 22 - Produção de solvente para WAG-CO2
Dentre os métodos WAG-CO
2
o que apresentou melhor resultado foi
ção que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de
33 de água e 16 de solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado
1000 2000 3000 4000
WAG-CO2 início
água A=16 S=32
WAG-CO2 início
água A=33 S=16
WAG-CO2 início
CO2 A=16 S=33
WAG-CO2 início
CO2 A=24 S=25
Injeção de CO2
RSO (SCF/STB) X Tempo (dias)
88
muito maior na injeção
, o que é um problema, pois todo esse óleo
produzido deverá ser tratado para retirada do solvente, o que pode ser inviável
hor observado nas
o que apresentou melhor resultado foi a
ção que começou injetando água e com uma relação de blocos de injeção de
33 de água e 16 de solvente, contudo esse método foi o que apresentou pior resultado
CO2 início
água A=16 S=32
CO2 início
água A=33 S=16
CO2 início
CO2 A=16 S=33
CO2 início
CO2 A=24 S=25
Injeção de CO2
em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG
CO
2
.
Os WAG-CO2 come
solvente, em compensação os que deram melhor resultados em termos de fator de
recuperação, que comparados a injeção de CO
Como observado na
bem maior que nos métodos WAG
produção de solvente para a
em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG
começando com injeção de CO2 foram os que produziram mais
solvente, em compensação os que deram melhor resultados em termos de fator de
recuperação, que comparados a injeção de CO
2
, Figura 18, são mais vantajosos.
Figura 23 - Produção de solvente
Como observado na Figura 23 a produção de solvente na injeção de CO
bem maior que nos métodos WAG-CO2, tanto que foi usada até uma escala maior de
produção de solvente para a diferença ser melhor observada.
89
em termos de fator de recuperação, quando comparado com os outros métodos WAG-
produziram mais
solvente, em compensação os que deram melhor resultados em termos de fator de
, são mais vantajosos.
a produção de solvente na injeção de CO
2
é
, tanto que foi usada até uma escala maior de
90
Capítulo VI
91
6 Conclusão
Com objetivo de é estudar o efeito do teor de CO
2
injetado sobre o fator de
recuperação de reservatório sintético submetido ao processo de recuperação especial
WAG, diversas rodadas foram realizadas para a escolha do melhor modelo de
simulação de escoamento. Isso foi necessário para comparar os métodos de
recuperação simulados, levando em consideração à limitação do simulador utilizado.
Pequenas variações nas dimensões das células, ou nos controles dos poços,
acarretavam em rodadas problemáticas. Por outro lado, estas mesmas rodadas foram
de grande importância para o aprendizado sobre a utilização deste simulador e sobre
a simulação de escoamento em geral.
A comparação dos métodos revelou que a injeção de CO
2
alcançou o maior
valor de fator de recuperação. Este valor foi alcançado, entretanto, por meio de
circulação excessiva de gás no meio poroso, verificado pelo aumento considerável da
razão gás-óleo.
Ao se considerar o parâmetro RGO, o Método de Recuperação Especial WAG-
CO
2
apresentou excelentes resultados nas simulações realizadas no aumento dos
fatores de eficiência da recuperação de petróleo sem a elevação da circulação de gás.
Deste modo, dentre os métodos estudados para este reservatório sintético, com o
simulador em questão, o WAG-CO
2
revelou-se o melhor método para incremento da
produção do reservatório.
Foram estudados quatro distintos esquemas de injeção alternada de água e
CO
2
, que envolveram o tipo de fluido a ser injetado inicialmente (água ou gás) e o
número de bancos de injeção utilizados. Dentre estes, a melhor alternativa foi a que
envolveu a injeção inicial de CO
2
e com maior volume deste gás injetado do que de
água.
Os resultados obtidos foram limitados em parte devido à utilização de um
simulador que não permitiu o controle adequado das vazões de produção e da
pressão do reservatório. Os simuladores comerciais permitem esse controle das
vazões, o que é realizado na prática por engenheiros de reservatórios que gerenciam
um campo real de produção.
92
Em termos práticos, por exemplo, a produção excessiva de gás poderia ser
acompanhada por restrição, ou eventual fechamento do poço, evento que não pode
ser simulado com o Master. O simulador utilizado apresenta limitações, como
apresentadas anteriormente. Por outro lado, roda facilmente em computadores, de
forma independente da configuração dos mesmos, e em intervalos de tempos curtos, o
que permite a realização de várias rodadas em um tempo adequado.
Em termos de aprendizado, permitiu o entendimento do funcionamento padrão
de um aplicativo para a simulação numérica de escoamento de petróleo.
93
Capítulo VII
89
7 Sugestões para Trabalhos Futuros
1 Utilizar simulador comercial, com possibilidade de controle de pressão do
reservatório e de poços, com o intuito de validar o resultado obtido com o simulador
Master 3.0. Simuladores comerciais permitem maior controle de parâmetros de
produção, como limite de RGO, corte de água e pressão média do reservatório, que
poderiam levar a resultados distintos do obtido neste estudo.
2 - Rodar os casos com malhas mais discretizadas na vertical, com o intuito de
verificar de modo mais adequado os efeitos gravitacionais. Como apresentado no
capítulo de Resultados e Discussões, foram encontradas restrições no simulador
Master 3.0 que dificultaram a discretização vertical.
90
Capítulo VIII
91
8 Referências Bibliográficas
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