UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DA INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEGUIDA DA INJEÇÃO CONTÍNUA, APLICADO EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO EXTRA-

PESADO.

Iuri Andrade Sampaio Felipe

Orientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal/RN, Novembro de 2017.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe ii Iuri Andrade Sampaio Felipe

ESTUDO DA INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEGUIDA DA INJEÇÃO CONTÍNUA, APLICADO EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO EXTRA-PESADO.

Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.

Orientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Novembro de 2017 NATAL, RN

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Iuri Andrade Sampaio Felipe iii

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Iuri Andrade Sampaio Felipe iv FELIPE, Iuri Andrade Sampaio Felipe – Estudo da Injeção Cíclica de Vapor Seguida da Injeção Contínua, Aplicado em Reservatórios de Óleo Extra-pesado. 2017. 61f. TCC (Graduação) – Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil, 2017.

Orientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas RESUMO

__________________________________________________________________________________

A exploração de reservas com óleo muito pesado é um grande desafio encontrado na indústria petrolífera, em decorrência das altas viscosidade apresentadas por esses óleos, o que dificulta seu escoamento e produção. Visando melhorar a capacidade de escoamento do óleo e, consequentemente, aumentar sua produção e o seu fator de recuperação, foram desenvolvidos e introduzidos, na indústria do petróleo, os métodos térmicos. Esses métodos funcionam através do fornecimento de calor ao reservatório, aumentando, assim, a temperatura do óleo e reduzindo sua viscosidade. Dentre os métodos térmicos mais aplicados, está o método de injeção de vapor, o qual é o foco deste trabalho. A injeção pode ser realizada de maneira cíclica ou contínua, a injeção cíclica é a forma de injeção que envolve a transferência de calor para o reservatório por uma injeção periódica de vapor quente, funcionando por meio de ciclos de injeção bem definidos, na injeção contínua o vapor é injetado no poço de maneira constante, sem a utilização de ciclos. Neste trabalho foram realizadas análises entre os resultados de cada método, bem como a configuração das malhas de injeção (“five-spot” normal e invertido). Através dos softwares de simulação WinProp e Builder do Computer Modelling Group (CMG) foi criado o modelo de fluido característico ao de um reservatório de óleo extra-pesado e o modelo físico do reservatório. A partir da utilização do simulador foi realizado o estudo de alguns parâmetros operacionais como: vazão de injeção, intervalo entre os ciclos e configurações das malhas de injeção, com o objetivo de verificar a influência desses parâmetros no aumento do fator de recuperação do óleo, tornando-as determinantes para a avaliação do estudo. A análise dos resultados mostrou que a injeção contínua de vapor pelo modelo five-spot invertido iniciada a partir do primeiro ano de produção, atingiu a maior produção acumulada de óleo, em torno de 382000 m³, com fator de recuperação de 13%, enquanto a recuperação primária apresentou fator de recuperação de apenas 0,11%.

Palavras-Chave: Métodos Térmicos, Injeção de Vapor, Simulações, Injeção Cíclica, Injeção Contínua.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe v FELIPE, I. A. S. – Estudo da Injeção Cíclica de Vapor Seguida da Injeção Contínua, Aplicado em Reservatórios de Óleo Extra-pesado. 2017. 61f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil, 2017.

Orientadora: Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

__________________________________________________________________________________

The heavy oil reservoirs exploration is a great challenge in the oil industry because this type of oil has a high viscosity, which makes its flow and production difficult. To improve its flow capacity and consequently increase its production and oil recovery factor, the thermic methods were developed and introduced on the oil industry. This method operates by providing heat to the reservoir increasing the oil temperature and decreasing its viscosity.

Among the most used thermic methods is the steam injection, which is the one approached in this project. The steam injection can be performed in a cyclical or continuous way. The cyclical injection transfers the heat to the reservoir through periodical steam injection, with defined injection cycles, on the continuous injection the steam is constant injected in the well not using cycles. It was analyzed the results presented by each method, it was also compared the regular five-spot configuration and the inverted five spot configuration. It was created through the simulation softwares WinProp and Builder of Computer Modelling Group (CMG) a fluid model adapted of a heavy oil reservoir and a reservoir model with specific characteristics. With the help of the simulator, it was possible to study and vary some parameters, such as injection rate and interval between the cycles, in order to see the influence of these parameters on the increase of the oil recovery factor. These parameters were decisive to the study evaluation. The analysis of the results showed that the continuous injection of steam with the inverted five-spot model beginning on the first year of production, had the highest cumulative oil rate, around 382000 m³, with a recovery factor of 13%, while the primary recovery factor was only of 0.11%.

Keywords: Thermic method, Steam injection, simulation, cycle injection, continuous injection.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe vi DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus queridos pais, Diacuy Pereira e Carlos Leandro, que me deram muito apoio em todos os momentos da minha vida, por todo carinho e confiança depositados em mim, para que um dia fosse possível à realização de um sonho. Vocês foram fundamentais nesta conquista!

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Iuri Andrade Sampaio Felipe vii AGRADECIMENTOS

A Deus, por todas as bênçãos;

Aos meus pais e irmãos pelo amor, carinho, compressão, incentivo, cumplicidade e ensinamentos;

À minha orientadora, Dra. Jennys Lourdes Meneses Barrilhas, pelo apoio, paciência, presteza, orientação e contribuições acadêmicas durante todo este período;

Aos meus amigos Vicente Neto, Victor Mathias, Iago Lucas, Rodrigo Canejo, Rodrigo Braga, Samuel Felipe, Saulo Brito, Fernando Beserra, Renan Alencar, Henrique Moura, Kaique Oliveira e Kennedy Romualdo pela amizade, companheirismo, convivência, paciência e contribuições diretas ou indiretas para realização do trabalho;

Aos amigos que ganhei da UFRN, em especial a Wedson Barbosa e Vinícius Oliveira que foram sempre presentes nos momentos de aprendizado, companheirismo e descontração durante esses anos;

Aos meus amigos do LASIMPET e do curso de Engenharia de petróleo, em especial à Amanda pelo apoio nos estudos e realização do trabalho;

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) pelo aporte e por toda estrutura de laboratórios e salas de aula de ótima qualidade;

À CMG pela licença de softwares de simulação concedida à UFRN;

Não posso agradecer em palavras a todos que foram essenciais neste estudo e que são indispensáveis em minha vida. Sintam-se homenageados. Aqui deixo os meus sinceros agradecimentos.

Muito obrigado!

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Iuri Andrade Sampaio Felipe viii Sumário

1 INTRODUÇÃO 15

1.1 OBJETIVOS 16

1.1.1 Objetivo geral 16

1.1.2 Objetivos específicos 16

2 ASPECTOS TEÓRICOS 18

2.1 Classificação do óleo 18

2.2 Métodos de Recuperação do petróleo 19

2.2.1 Recuperação primária 19

2.2.2 Métodos convencionais de recuperação 19

2.2.3 Métodos especiais de recuperação 20

3 MATERIAIS E MÉTODOS 27

3.1 Ferramentas computacionais 27

3.2 Modelagem do reservatório 28

3.2.1 Modelo de Fluido 28

3.2.2 Interação rocha-fluido 29

3.2.3 Modelo do reservatório 31

3.3 Condições Operacionais 35

3.4 Metodologia 36

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 38

4.1 Estudo do reservatório para diferentes configurações de malhas 38

4.1.1 Produção Primária 38

4.2.2 Estudo do reservatório aplicando apenas a injeção contínua de vapor para diferentes

configurações malhas. 39

4.3 Comparativo entre a recuperação primária e a injeção contínua de vapor. 45

4.4 Análise da injeção cíclica 46

4.4.1 Comparativo entre a produção primaria e a injeção cíclica de vapor, com posteior injeção

contínua. 48

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Iuri Andrade Sampaio Felipe ix 4.4.2 Comparativo entre a injeção cíclica e a injeção contínua de vapor 51

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 59

5.1 Conclusões 59

5.2 Recomendações 59

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 60

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Iuri Andrade Sampaio Felipe x

LISTA DE FIGURAS Figura 2.1: Classificação do óleo de acordo com o ° API...18

Figura 2.2: Classificação dos métodos de recuperação avançada de petróleo...21

Figura 2.3: Método de recuperação especial por injeção de vapor...22

Figura 2.4: Injeção cíclica de vapor...24

Figura 2.5: Injeção contínua de vapor...25

Figura 3.1: Modelo das curvas de nível do reservatório...32

Figura 3.2: Modelo das curvas de nível do reservatório geradas pelo simulador...33

Figura 3.3: Imagens em 3D do reservatório modelado...33

Figura 3.4: Vistas em 3D do reservatório, mostrando a disposição dos poços na malha five- spot...34

Figura 3.5: Vista 2D de um corte transversal do reservatório...35

Figura 4.1: Gráfico da produção acumulada de óleo para a recuperação primária...38

Figura 4.2: Gráfico da produção acumulada de óleo através do modelo five-spot normal em diferentes vazões de injeção...40

Figura 4.3: Gráfico da produção acumulada de óleo através do modelo five-spot invertido em diferentes vazões de injeção...41

Figura 4.4: Gráfico da produção acumulada de óleo para os modelos five-spot normal e invertido...42

Figura 4.5: Gráfico da vazão de óleo para os modelos de injeção five-spot normal e invertido...43

Figura 4.6: Gráfico do fator de recuperação para os modelos de injeção five-spot normal e invertido...44

Figura 4.7: Gráfico da produção acumulada de água para os modelos five-spot normal e invertido...45

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Iuri Andrade Sampaio Felipe xi

Figura 4.8: Gráfico da produção acumulada de óleo para a injeção contínua e recuperação primária...46

Figura 4.9: Comparativo entre frequências de injeção...47

Figura 4.10: Produção acumulada para diferentes intervalos de injeção...48

Figura 4.11: Fator de recuperação versus tempo para a produção primária e injeção cíclica...49

Figura 4.12: Produção acumulada versus tempo para a recuperação primária e injeção cíclica...50

Figura 4.13: Produção acumulada de água para as diferentes vazões...51

Figura 4.14: Fator de recuperação versus tempo para a injeção cíclica e continua...52

Figura 4.15: Produção acumulada de óleo versus tempo para a injeção cíclica e continua...53

Figura 4.16: Vazão de óleo versus tempo para a injeção cíclica e continua...54

Figura 4.17: Produção acumulada de água versus tempo para a injeção continua...55

Figura 4.18: Comportamento da saturação de óleo ao início e fim da produção...56

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Iuri Andrade Sampaio Felipe xii

LISTA DE TABELAS Tabela 3.1: Composição inicial do óleo...28

Tabela 3.2: Dados de laboratório do óleo...29

Tabela 3.3: Agrupamento e composição dos pseudo-componentes...29

Tabela 3.4: Permeabilidades relativas água-óleo e líquido-gás...30

Tabela 3.5: Principais características do reservatório...31

Tabela 3.6: Principais condições operacionais...35

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Iuri Andrade Sampaio Felipe xiii NOMENCLATURA E ABREVIAÇÕES

° API – Grau API do óleo

STARS – Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator CMG – Computer Modelling Group

ƛo – Mobilidade do óleo

Ko – Permeabilidade efetiva do óleo (mD) μo – Viscosidade do óleo (cP)

ƛw – Mobilidade da água μw – Viscosidade da água (cP)

Krw – Permeabilidade Relativa à água

Krow – Permeabilidade Relativa ao óleo no sistema água - óleo Sw – Saturação de água (%)

°C – Grau Celsius

°F - Fahrenheit

PVT – Pressão, Volume e Temperatura m – metros

Np – Produção acumulada de óleo (m³ std) Fr – Fator de recuperação do óleo (%) Std – Condição Padrão

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 14

Capítulo I:

Introdução

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 15 1 INTRODUÇÃO

A exploração de determinadas reservas petrolíferas pode apresentar dificuldades no processo de produção. Quando, por exemplo, o reservatório contém um óleo muito pesado a ser recuperado, que devido sua alta viscosidade torna seu escoamento mais difícil quando comparado ao escoamento de óleo mais leve. Necessitando assim, da utilização de métodos de recuperação suplementar para a obtenção de uma boa produção.

É comum nas empresas exploradoras de petróleo a busca por diferentes modos de suplementar a energia do reservatório através da injeção de fluidos no mesmo, ou ainda estudar maneiras de modificar as características físico-químicas da rocha e dos fluidos, buscando assim uma redução na quantidade de óleo residual, que devido as forças capilares e interfaciais, ficam retidas no meio poroso. (ROSA, 2006)

Um dos métodos de recuperação mais utilizado é o método de injeção de vapor,

classificado como térmico, que consiste na injeção de vapor quente no reservatório para que o

calor latente do vapor seja transferido ao reservatório no intuito de melhorar a recuperação de petróleo, através, principalmente, da redução da viscosidade, expansão e destilação do óleo, e assistência na pressurização do reservatório, de maneira a conseguir um escoamento mais eficiente até o poço produtor. Com isso, pode-se aumentar a recuperação dos hidrocarbonetos.

A injeção de vapor pode ser realizada através da injeção cíclica ou contínua. Na injeção cíclica, o vapor é injetado no reservatório por determinado período de tempo, posteriormente se tem o período de troca de calor entre o vapor injetado e o fluido, chamando tempo de soaking, em que o poço fica fechado para injeção e produção. Ao final dessa fase o poço é posto para produzir, finalizando assim o ciclo. Já na injeção contínua, o vapor é injetado de maneira constante, através de um poço centralizado que desloca o banco de óleo para os poços periféricos. (QUEIROZ, 2006)

O trabalho tem como objetivo estudar a injeção cíclica de vapor seguida da injeção contínua, aplicado em reservatórios de óleo extra-pesado. Através da análise de parâmetros como:

configuração dos poços, vazões de injeção de vapor e quantidade de ciclos, pode-se aumentar a recuperação dos hidrocarbonetos.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 16 1.1 OBJETIVOS

1.1.1 Objetivo geral

Este trabalho tem como objetivo estudar, através de simulações numéricas, a injeção cíclica seguida da injeção contínua em reservatórios de óleo extrapesado.

1.1.2 Objetivos específicos

Analisar a influência de parâmetros operacionais tais como: produção acumulada de óleo, fator de recuperação e vazão de óleo. E ainda analisar a injeção cíclica seguida de injeção contínua, através de variações nas vazões de injeção de vapor.

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CAPÍTULO II:

ASPECTOS TEÓRICOS

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 18 2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo II são abordados alguns conceitos com a finalidade de explanar um pouco dos aspectos teóricos referentes aos métodos de recuperação avançada, com ênfase no método de injeção de vapor.

2.1 Classificação do óleo

O petróleo pode ser classificado de acordo com parâmetros relacionados à suas propriedades físicas, como densidade e viscosidade. Em meio à produção e comercialização, um dos pontos mais consideráveis no óleo é o teor de elementos leves, que através de seu processamento produzem derivados bastante rentáveis no comercio. Sendo os óleos com alto teor de elementos pesados em sua composição, utilizados, por exemplo, na composição de asfaltos. (GALVÃO, 2008).

Um parâmetro de classificação do petróleo foi criado pelo American Petroleum Institute (API). Esse parâmetro denominado grau API (°API) se relaciona diretamente com a densidade relativa do óleo, de onde se tem que quanto maior o ° API, menor é a densidade relativa, ou seja, o óleo é mais volátil (mais leve), possuindo assim maior valor comercial.

(GALVÂO, 2008). A relação entre o ° API e a densidade é realizada através da Equação 2.1:

°𝐴𝑃𝐼= (141,5 ÷ densidade da amostra de óleo) −131,5 Equação 2.1

A densidade do óleo está definida nas condições padrão dos Estados Unidos da América (14,7 psia e 60 °F).

Na Figura 2.1 pode-se ver a classificação do óleo de acordo com o ° API.

Figura 2.1: Classificação do óleo de acordo com o ° API.

Fonte: Coelho, 2008.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 19 2.2 Métodos de Recuperação do petróleo

Os métodos de recuperação de petróleo são utilizados com a finalidade de otimizar a produção, através de vários métodos aplicados pela indústria petrolífera.

2.2.1 Recuperação primária

Na recuperação primária, a produção de hidrocarbonetos é realizada utilizando apenas a energia natural contida no reservatório, chamada de energia primária. Essa energia é proveniente de todas as situações que a formação geológica do reservatório passou durante os milhares de anos. A recuperação acontece através de mecanismos naturais, são esses: gás em solução, capa de gás, influxo de água e segregação gravitacional. Tais mecanismos provocam a descompressão e deslocamento de um fluido por outro fluido (invasão da zona de óleo por um aquífero), para consequente produção do óleo. (ROSA, 2006).

A depender do tipo de reservatório e seu respectivo fluido, a recuperação primária pode não ser viável, então é necessário utilizar diretamente um método de recuperação suplementar no início da produção.

2.2.2 Métodos convencionais de recuperação

A depleção dos poços de petróleo acontece de forma inevitável quando esses estão sujeitos aos mecanismos de recuperação primária, ocasionando declínio na produção. Desse modo, como uma parte da quantidade de óleo não pode ser recuperada através da energia primária já dissipada, é necessário utilizar-se de métodos de recuperação suplementar, que utiliza a energia artificial para suplementar a energia primaria e torna-la mais eficiente.

(ROSA, 2006).

Os Métodos Convencionais de Recuperação, também conhecidos como métodos de recuperação secundária, funcionam através da injeção de fluidos imiscíveis com o óleo, com objetivo de empurrar os hidrocarbonetos para fora dos poros da rocha reservatório. Entre esses métodos estão à injeção de água e a injeção de gás imiscível. (ROSA, 2006).

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 20 2.2.3 Métodos especiais de recuperação

Os métodos especiais de recuperação, também conhecidos como métodos terciários proporcionam um aumento na produção em reservatórios com fluidos muito viscosos, produzindo parte adicional do óleo remanescente da produção primária. (ROSA, 2006).

O uso dos métodos terciários de recuperação se dá por mecanismos que repõem pressão no reservatório, para favorecer o deslocamento do óleo, e ainda a alteração nas propriedades dos fluidos reduzindo a resistência ao fluxo do petróleo no meio poroso quando o óleo é muito pesado, melhorando sua mobilidade. Estão entre esses os métodos: químicos, miscíveis, térmicos ou microbiológicos, que funcionam com a injeção de fluidos através de um poço. Os métodos de recuperação especiais mais utilizados são a injeção de vapor e gás carbônico. (LIMA NETO, 2015).

Os métodos químicos incluem a injeção de polímeros, tensoativos e cáusticos. A injeção de polímeros funciona com mecanismos de correção da mobilidade do óleo, enquanto os tensoativos e cáusticos atuam através da diminuição interfacial água-óleo com consequente diminuição das forças de retenção capilares. (ROSA, 2006).

Enquanto os métodos miscíveis trabalham com a injeção de gás carbônico, nitrogênio, e gás úmido líquido no reservatório, devido ao fato desses componentes serem miscíveis com o óleo. Esse óleo encontra-se em estado residual, retido por forças capilares dentro do reservatório. Quando o fluido injetado se mistura com o petróleo, a saturação do novo fluido (óleo mais fluido injetado) é maior e o fluido pode escoar com maior facilidade. (ROSA, 2006).

Na medida em que os métodos térmicos abrangem a injeção de fluidos quentes no reservatório, como a água e o vapor, além dos métodos de combustão in situ e eletromagnético. O método opera com o intuito principal de condensação do vapor que transfere energia ao óleo e reduz sua viscosidade, viabilizando sua produção. Sendo o método térmico da injeção de vapor o propósito de estudo desse trabalho. (ROSA, 2006).

Na Figura 2.2 tem-se os métodos de recuperação suplementar mais utilizados na indústria.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 21 Figura 2.2: Classificação dos métodos de recuperação avançada de petróleo

Fonte: Fonseca, 2015.

2.2.3.1 Métodos térmicos de recuperação

Os métodos térmicos funcionam através do processo de fornecimento de calor ao reservatório para ocasionar a diminuição da viscosidade do óleo, tanto pela atuação de ondas eletromagnéticas sobre os fluidos mais sensíveis do reservatório, tendo como exemplo, a água de formação, quanto pelo procedimento de injeção de fluidos quentes (vapor ou ar aquecido).

Tem-se como métodos térmicos a injeção de fluidos quentes, como a injeção de água e a injeção de vapor, o aquecimento eletromagnético e a combustão in situ. Destacando essencialmente a injeção de vapor na forma contínua e cíclica, que serão objeto de estudo mais detalhados em tópicos apresentados mais adiante. (QUEIROZ, 2006).

Durante o processo de injeção, o óleo pode se expandir de 10 a 20%, liberando energia e facilitando a produção. (ROSA, 2006). Para que os métodos térmicos influenciem de maneira a otimizar a produção, é importante que o reservatório seja condicionado em certas características, como ter baixa profundidade, para diminuir as perdas de calor, e sabe-se o

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 22 calor latente é maior para pressões baixas. Por fim é necessário que o reservatório tenha espessura de 9 a 15 metros, para limitar as perdas de calor. (BARROS, 2014).

Na Figura 2.3 tem-se o esquema de funcionamento da injeção de vapor em um reservatório.

Figura 2.3: Método de recuperação especial por injeção de vapor.

Fonte: LIMA NETO, 2015.

2.2.3.2 Injeção cíclica de vapor

O método de recuperação com utilização de injeção cíclica foi descoberto pela shell na Venezuela no ano de 1959. No momento em que o óleo era produzido por injeção contínua de vapor, e no meio do processo de injeção ocorreu um rompimento (breakthrough) de vapor, ocasionando um aumento de pressão no reservatório, e para abrandar esse aumento de pressão, os poços injetores foram postos para produzir. A partir daí essa produção ficou sendo observada, onde depois constatou-se aumentos expressivos nas vazões de óleo, observando viabilidade nesse tipo de procedimento. Esse método também é conhecido como estimulação por vapor, 'steam-soak' e ‘huff and puff’. (QUEIROZ, 2006).

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 23 A injeção cíclica de vapor é primariamente uma técnica de estimulação que, atua com a finalidade principal de redução da viscosidade e efeitos de limpeza em torno do poço, e através disso ajuda na recuperação primária de óleos muito viscosos. (ROSA, 2006).

A injeção é classificada como cíclica, por apresentar três fases em seu processo. A fase de injeção de vapor durante determinado período de tempo, seguida da fase de soaking, que é o período em que todos os poços ficam fechados para que o calor latente possa ser distribuído por uma área maior dentro do reservatório, e pôr fim tem-se a terceira fase, que é o escoamento para a produção do óleo aquecido. Finda a terceira fase, o poço fica em produção até que o ciclo se inicie novamente, todo esse processo pode ser observado na figura 2.4. O número de ciclos fica condicionado ao limite econômico da produção, e os períodos de duração das fases do ciclo podem sofrer variações que visem a otimização do processo.

(ROSA, 2006).

A quantidade de ciclos e seus respectivos tempos de soaking variam de acordo com o reservatório. Para reservatórios mais espessos e muito inclinados, tem-se predominância da drenagem por gravidade, e isso possibilita o uso de muitos ciclos, ao passo em que o óleo aquecido continue a fluir em direção o poço produtor. Já em formações menos inclinadas, o número de ciclos é limitado, devido o mecanismo de produção ser o gás em solução, onde a energia do reservatório é rapidamente dissipada. Independente do reservatório, à medida que se aumenta o número de ciclos, a eficiência da injeção cíclica diminui, fato esse evidenciado em diversas estatísticas de produção (QUEIROZ, 2006). As vazões máximas, juntamente com a recuperação do óleo, declinam nos últimos ciclos. Ao passo que diminuem as respostas, fica mais difícil justificar processos que utilizam muitos ciclos. (ROSA, 2006).

Em decorrência do vapor condensado, é normal nesse tipo de método a produção de grandes volumes de água. Por esse motivo, é importante estudar o manuseio e consequente destino da água produzida. (ROSA, 2006).

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 24 Figura 2.4: Injeção cíclica de vapor.

Fonte: BARROS, 2014.

2.2.3.3 Injeção contínua de vapor

Nesse método de injeção, os poços injetores são específicos para essa finalidade, na medida em que o óleo é produzido através de poços específicos para produção. Logo a injeção é realizada através de malhas, onde os poços são distribuídos de forma padrão ao longo da extensão do reservatório, como exemplo, a malha do tipo five-spot que trabalha com um poço produtor central, cercado de quatro injetores, ou ainda a malha five-spot “invertida”, onde o poço injetor é centralizado e cercado por produtores. Durante o processo de injeção, zonas de vapor se formam em torno dos poços injetores, e expandem-se com a contínua injeção. A temperatura nessas zonas é aproximadamente a mesma do vapor injetado. (QUEIROZ, 2006).

O processo de injeção contínua é esquematizado através da Figura 2.5

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 25 Figura 2.5: Injeção contínua de vapor.

Fonte: AIRES, 2013.

Na figura 2.5, a frente do vapor aquecido está à zona de água condensada, por meio da qual a temperatura diminui a partir da temperatura do vapor até a do reservatório. Nessa zona, a redução da saturação de óleo é máxima, devido as menores viscosidades, dilatação do óleo e alta temperatura. (QUEIROZ, 2006).

Na zona invadida pelo vapor, ocorre posterior declínio na saturação de óleo devido aos efeitos dos mecanismos de gás e de uma possível destilação por vapor e extração por solvente.

Os efeitos dos mecanismos de gás são geralmente pouco significativos, já a destilação por vapor pode contribuir de forma significativa para a produção de determinados óleos.

(QUEIROZ, 2006).

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CAPÍTULO III:

MATERIAIS E MÉTODOS

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 27 3 MATERIAIS E MÉTODOS

Neste Capítulo III são mostradas as principais ferramentas computacionais utilizadas na realização das simulações, os dados necessários para entrada nos módulos do programa utilizado e a metodologia para realização do estudo.

3.1 Ferramentas computacionais

Para a realização do trabalho, foram imprescindíveis o uso das ferramentas computacionais do grupo CMG (Computer Modelling Group) como, o Winprop, Builder, STARS, Results 3D, Results Graph. Os uso dessas ferramentas proporcionam a criação de diversos modelos de fluidos e reservatórios com finalidade de otimizar o processo de produção.

A ferramenta WinProp (Phase Behaviour & Fluid Program) permite a criação de modelos de fluidos de determinado reservatório, à medida que trabalha com o agrupamento dos componentes, a simulação processos de contato múltiplo, faz ajustes de dados de laboratório através de regressão e permite a criação de diagrama de fases (PVT). Após o processo de modelagem do fluido, é gerado um arquivo que servirá de parâmetro de entrada a ser adicionado Builder (CMG, 2013).

A construção do modelo de reservatório é realizada através da ferramenta Builder.

Nesse módulo é inserido o modelo de fluido criado no WinProp, a partir disso é possível saber onde o óleo está mais saturado, para assim adequar melhor a vazão de injeção e o melhor esquema de injeção a ser utilizado para uma produção satisfatória (CMG, 2013).

A ferramenta responsável pelo processamento de dados que realiza as simulações do reservatório é a STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulation), sendo esse o módulo que desempenha função para processamentos avançados de simulações térmicas e químicas (CMG, 2013).

O Results 3D e o Results Graph são ferramentas de pós-processamento. O Results 3D é ideal para gerar imagens em duas ou três dimensões, enquanto o Results Graph é responsável pela plotagem de gráficos de diversos parâmetros distintos (CMG, 2013).

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 28 3.2 Modelagem do reservatório

Nos tópicos a seguir tem-se a descrição de dados e características que se utilizou para elaboração da modelagem do reservatório.

3.2.1 Modelo de Fluido

Para o desenvolvimento do modelo de fluido do reservatório desse trabalho foi utilizado o módulo WinProp. Onde foram inseridos, nas condições de reservatório (287 psi e 100.4 °F) parâmetros operacionais, entre os quais contém números referentes à: viscosidade do óleo, razão de solubilidade, densidade do óleo em função da pressão, fator volume formação do óleo, massa específica, a composição molar dos pseudo-componentes e as características do componente C20+.

Na tabela 3.1 tem-se a fração composicional de cada elemento presente no óleo inicialmente. Onde devido à alta fração de componentes pesados, o óleo do reservatório estudado pode ser classificado com pesado de acordo com a ANP, com grau API de 16,76 (densidade relativa de 0,9544).

Tabela 3.1: Composição inicial do óleo.

Componente Composição molar (%)

CO2 0,45 C9 0,04

N2 0,27 C10 0,12

C1 9,91 C11 0,63

C2 0,18 C12 0,73

C3 0,27 C13 1,39

iC4 0,10 C14 2,06

nC4 0,13 C15 2,73

iC5 0,04 C16 1,41

nC5 0,05 C17 2,15

C6 0,05 C18 1,53

C7 0,07 C19 4,03

C8 0,10 C20+ 71,58

Fonte: Autor do trabalho.

(29)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 29 Ainda com os dados da tabela 3.1, foi realizado um agrupamento dos componentes, tentando manter as características do óleo, para de diminuir o tempo das simulações. Desse modo foi criado um agrupamento de componentes mostrado na Tabela 3.2.

Tabela 3.2: Agrupamento e composição dos pseudo-componentes.

Componentes

Comp. molar (%)

Viscosidade do Óleo @ 100 °F = 22579 cP

CO2 - N2 0,000

CH4 – C3H 0,024

IC4 - nC5 0,006

C6 – C10 0,04

C11 – C20 0,10

C21 – C30 0,15

C31 – C39 0,15

C40+ 0,530

Na tabela 3.2 tem-se a adaptação das composições para criar um modelo de óleo sintético extra-pesado.

Dados experimentais também foram inseridos (tabela 3.3) para densidade do óleo (ρo) fator volume de formação do óleo (Bo), razão de solubilidade (Rs) e viscosidade do óleo (μo).

Através desses dados e com a utilização de técnicas de regressão, o WinProp gerou o modelo de fluido do reservatório estudado.

Tabela 3.3: Dados de laboratório do óleo.

Pressão (kgf/cm2)

ρo (g/cm3) Bo (m3/m3std) Rs (m3/m3std) μo (cP)

71,03 0,936 1,0241 6,35 819,2

61,03 0,935 1,0254 6,35 794,4

51,03 0,934 1,0268 6,35 769,6

41,03 0,933 1,0282 6,35 741,6

27,03 (Pb) 0,933 1,0304 6,35 706,2

16,03 0,936 1,0240 3,87 816,3

1,03 0,941 1,0138 0 1121,1

3.2.2 Interação rocha-fluido

Permeabilidade é a capacidade de um material (tipicamente uma rocha) permitir fluxo de fluido através de um meio poroso. Podendo ainda ser classificada como: absoluta, quando apenas um fluido satura a rocha; efetiva, quando se tem a presença de mais de um fluido

(30)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 30 saturando a rocha; e relativa, quando a permeabilidade efetiva é dividida pela permeabilidade absoluta.

Os dados da tabela 3.4 também foram inseridos no WinProp, ela contém as permeabilidades relativa dos contatos óleo-água e líquido-gás, onde Sw1 é a saturação de água, Krw é a permeabilidade relativa da água, Krow é a permeabilidade relativa óleo-água, Pcwo é a pressão capilar água-óleo, Sl1 é a saturação de líquido, Krg é a permeabilidade relativa do gás, Krog é a permeabilidade relativa óleo-gás e Pcog é a pressão capilar gás-óleo.

Tabela 3.4: Permeabilidades relativas água-óleo e líquido-gás.

Sw1 Krw Krow Pcow

0,29 0 0,9 2,416

0,3176 0,0016 0,8285 1,697 0,3452 0,0044 0,758 1,229 0,3728 0,008 0,6886 0,913 0,4004 0,0124 0,6203 0,694 0,4281 0,0173 0,5533 0,537 0,4557 0,0228 0,4876 0,423 0,4833 0,0287 0,4233 0,338 0,5109 0,035 0,3607 0,273 0,5385 0,0418 0,2997 0,224 0,5661 0,049 0,2409 0,185 0,5937 0,0565 0,1843 0,154 0,6213 0,0644 0,1305 0,13 0,6489 0,0726 0,0802 0,11 0,6766 0,0812 0,0359 0,094

0,7042 0,09 0 0,081

1 0,3 0 0,022

Sl1 Krg Krog Pcgo(psi)

0,71 0,45 0 0,1441

0,7293 0,406 0,0139 0,1307 0,7487 0,363 0,0395 0,1188 0,768 0,322 0,0726 0,1083 0,7777 0,283 0,1117 0,0989 0,797 0,245 0,1564 0,0906 0,8163 0,209 0,2048 0,0831 0,8357 0,175 0,2587 0,0764 0,855 0,143 0,3161 0,0703 0,8743 0,114 0,3769 0,0649 0,8937 0,0866 0,4421 0,06

0,913 0,062 0,5096 0,0555 0,9227 0,0402 0,5805 0,0515 0,942 0,0219 0,6547 0,0478 0,9613 0,0077 0,7313 0,0444 0,9807 0 0,8111 0,0414

1 0 0,9 0,0384

(31)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 31 3.2.3 Modelo do reservatório

Caracterizado como homogêneo, e com forma irregular, o reservatório modelado possui características físicas que podem ser observadas na tabela 3.5.

Tabela 3.5: Principais características do reservatório.

Área do reservatório 1000 x 900 m²

Espessura do Reservatório 52,45 m

Pressão média inicial 1980 KPa

Temperatura média inicial 813,15 °K Capacidade calorífica volumétrica do

reservatório

2.347*10⁶J/m³ - K

Condutividade térmica do óleo 1.15*10⁴ J/ m-dia-K Condutividade térmica do gás 3900 J/ m-dia-K Condutividade térmica da água 5.35*10⁴ J/ m-dia-K

Contato água – óleo 224 m

Porosidade média inicial @ 1980 kPa 27%

Compressibilidade da formação @ 1980 kPa

1.45*10^-12 1/ kPa

Permeabilidade horizontal 1100 mD

Permeabilidade vertical 121 mD

Número de blocos nas direções i, j, k, respectivamente.

31x29x11

Tamanho dos blocos nas direções i, j, k, respectivamente.

32,25m; 31,03m; 10 blocos de 3.545m e 1 bloco de 17 m

Com a utilização do módulo Builder do simulador STARS foi feita a modelagem do reservatório, permitindo o desenvolvimento e visualização do modelo em imagens 2D e 3D.

(32)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 32 As simulações analisadas foram realizadas para um período de 30 anos, começando em 01/01/2000 e terminando em 01/01/2030.

O reservatório possui 1000 metros de comprimento, 900 metros de largura e 52,45 metros de espessura. Objetivando diminuir o tempo das simulações, a malha foi dividida em 9889 blocos, com 31 divisões na direção i, 29 na direção j, 11 na direção k.

O modelo original do reservatório pode ser visualizado na figura 3.1. Onde os blocos foram arranjados de tal forma que preenchessem a maior área de cada camada, resultando em um modelo próximo do original, como pode ser visto na figura 3.2, que mostra as curvas de nível do modelo criado no simulador.

Figura 3.1: Modelo das curvas de nível do reservatório.

(33)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 33 Figura 3.2: Modelo das curvas de nível do reservatório geradas pelo simulador.

A representação do modelo do reservatório em três dimensões pode ser vista nas figuras 3.3 a 3.5, onde as imagens também indicam as zonas de saturação de óleo do reservatório no início da produção.

Figura 3.3: Imagens em 3D do reservatório modelado.

(34)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 34 Foram feitas duas configurações de malhas, uma five-spot normal com um total de 11 poços (8 injetores e 3 produtores) e outra five-spot “invertida” (3 injetores e 8 produtores), onde também foram feitas análise para injeção na forma de injeção cíclica. Na figura 3.4 tem- se a disposição das malhas para o modelo five-spot.

Figura 3.4: Vistas em 3D do reservatório, mostrando a disposição dos poços na malha five- spot.

Os canhoneados dos poços foram feitos apenas nas zonas de saturação de óleo, como visto na Figura 3.5.

(35)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 35 Figura 3.5: Vista 2D de um corte transversal do reservatório.

3.3 Condições Operacionais

As condições operacionais adotadas para a realização do estudo podem ser vistas na Tabela 3.6. Onde os poços foram distribuídos de simetricamente, de maneira que atingisse maior área da zona de óleo possível.

Tabela 3.6: Principais Condições Operacionais Temperatura do vapor 287ºC ou 550ºF

Qualidade do vapor 50 %

Distância horizontal entre poços produtores

~ 258 m Distância média entre poços injetores ~ 258 m

Pressão mínima em cada poço produtor

30 psi ou 206.843 kPa Pressão máxima em cada poço

injetor

1000 psi ou 6894,76 kPa Produção máxima de líquidos (STL)

para a injeção contínua

1500/4000 m³ STD/d Produção máxima de líquidos (STL)

para a injeção cíclica

5500 m³ STD/d Vazão de injeção para à injeção

contínua

100, 200, 300 e 400 m³ STD/d ou t/d Vazão de injeção inicial para a 400 m³ STD/d ou t/d

(36)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 36 injeção cíclica

Vazões de injeção contínua seguidas a injeção cíclica

100, 200, 300 e 400 m³ STD/d ou t/d

Tempo de duração 30 anos

Incialmente foi utilizado os modelos five-spot normal e ‘invertido’ como configurações de malhas, onde se testou a injeção de vapor em diferentes vazões para cada caso, e com STL fixa de 500 m³ STD/d por poço produtor. Posteriormente foi feita uma análise da injeção cíclica de vapor para diferentes vazões, fixando apenas a injeção inicial de vapor em 400 m³ STD/d por poço durante o início dos ciclos e incrementando as vazões da injeção contínua feitas posteriormente.

3.4 Metodologia

Para a realização do estudo do reservatório, se adotou a seguinte metodologia:

 Montagem do modelo de fluidos;

 Montagem de modelo de reservatórios;

 Implementação da configuração da malha de poços para o reservatório em análise;

 Escolha do modelo base;

 Estudo do reservatório para diferentes configurações de malhas;

 Produção Primária;

 Estudo do reservatório usando apenas a injeção contínua de vapor para diferentes configurações malhas;

 Comparativo entre a recuperação primária e a injeção contínua de vapor;

 Análise da injeção cíclica;

 Comparativo entre a produção primária e a injeção cíclica de vapor;

 Comparativo entre a injeção cíclica e a injeção contínua de vapor;

 Análise e discussão dos resultados;

 Conclusões e recomendações.

(37)

CAPÍTULO IV:

RESULTADOS E DISCUSSÕES

(38)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 38 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo IV são abordados os resultados e discussões referentes às modificações realizadas nos parâmetros operacionais, de modo que houvesse aumento na produção de óleo.

A vazão de injeção, configuração das malhas e duração do tempo dos ciclos foram alguns dos parâmetros que foram variados.

4.1 Estudo do reservatório para diferentes configurações de malhas 4.1.1 Produção Primária

A implantação de qualquer método depende, principalmente, da sua resposta no reservatório quando comparado com a produção primária. Com base nas simulações do reservatório estudado, fez-se a análise da de recuperação primária através da malha five-spot, como pode-se ver na figura 4.1 que mostra a produção acumulada de óleo.

Figura 4.1: Gráfico da produção acumulada de óleo para a recuperação primária

FR =0,11%

(39)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 39 Uma observação bastante evidente na análise do gráfico é que a recuperação primária é muito baixa, algo em torno de 0,11%, em decorrência de o óleo ser muito pesado, o que dificulta sua mobilidade, além disso, o reservatório é considerado raso com baixa pressão.

Através da figura 4.1, nota-se que a produção acumulada de óleo é muito baixa, com um valor em torno de 3200 m³. Fato decorrente da alta viscosidade do óleo presente no reservatório, o que torna difícil sua produção.

Para um aumento e otimização na produção do óleo desse reservatório, é necessário à utilização de métodos de recuperação suplementar para ajudar na recuperação do banco de óleo, adiante foi aplicado o método térmico de injeção de vapor visando o aumento na produção desse reservatório.

4.2.2 Estudo do reservatório aplicando apenas a injeção contínua de vapor para diferentes configurações malhas.

Dois tipos de injeção em malhas foram aplicados no modelo de reservatório estudado:

injeção em malhas five-spot normal e invertido. A malha five-spot utilizada para o modelo de injeção normal com distância entre poços produtores de 225 m, consiste em um poço produtor no centro da malha, e quatro injetores nos vértices, totalizando para o campo do reservatório 3 malhas projetadas com 11 poços no total, sendo 3 produtores e 8 injetores. Ocorre o contrário para o segundo modelo nesse mesmo espaçamento, que tem um poço injetor no centro da malha e quatro produtores nos vértices, resultando em 11 poços, distribuídos em 8 produtores e 3 injetores no campo. As vazões de injeção utilizadas foram por poços, ou seja, para as duas malhas utilizadas fez-se a distribuição para que as vazões de injeção fossem as mesmas.

A Figura 4.2 mostra o gráfico da produção acumulada de óleo para os modelos five-spot normal.

(40)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 40 Figura 4.2: Gráfico da produção acumulada de óleo através do modelo five-spot normal com

diferentes vazões de injeção.

A quantidade de vapor injetado no reservatório afeta diretamente as trocas de calor entre o vapor e o óleo e consequentemente a produção, sendo esse um parâmetro muito importante para a análise do método. Era esperado que ocorresse um aumento na produção à medida que se aumentasse a vazão de injeção de vapor, devido o reservatório estar recebendo uma maior quantidade de calor, contudo chega-se a um ponto em que a vazão injetada é tão grande que o reservatório não consegue absorver tamanha pressão, o que começa a não ser mais eficiente para um melhor fator de recuperação. Como pode-se ver na vazão de injeção de 200 m³/dia, que apresentou a maior produção acumulada quando comparada a vazões de injeção maiores como a de 400m³/dia.

A Figura 4.3 mostra o gráfico da produção acumulada de óleo para os modelos five- spot invertido.

(41)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 41 Figura 4.3: Gráfico da produção acumulada de óleo através do modelo five-spot invertido com

diferentes vazões de injeção.

Através da figura 4.3 se pode notar que quanto mais se injeta vapor na injeção contínua, maior será a produção, porém em um determinado momento as curvas que não se estabilizaram, chegam ao seu limite de produção com uma leve queda se comparado ao início da produção em 2006. Isso ocorre devido ao fato do vapor está perdendo calor para as camadas adjacentes o que não terá retorno de maior produção.

Diante do exposto, as Figura 4.4 mostra os gráficos da produção acumulada de óleo para os melhores resultados obtidos com os métodos five-spot normal e invertido, vistos anteriormente.

(42)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 42 Figura 4.4: Gráfico da produção acumulada de óleo para os modelos five-spot normal e

invertido.

Observa-se que inicialmente, que o modelo de injeção five-spot ‘invertido’ apresenta produções de óleo superiores ao ‘normal’ e que a partir do ano de 2006, esse fato é mais notório. Dessa forma, o modelo de malha invertida proporciona uma maior eficiência no deslocamento do óleo aos poços produtores, apresentando uma produção acumulada de 382000 m³/dia, enquanto a configuração de malha ‘normal’ associada a melhor vazão de injeção produziu 300000m³/dia.

Na indústria petrolífera um retorno mais rápido na produção é essencial para viabilizar o processo de injeção, confirmando assim que a aplicação do modelo de malha invertida é muito mais viável que o modelo ‘normal’, em que a produção começou a ter crescimento significativo apenas no ano de 2015, com produção desprezível nos primeiros quinze anos.

Perante essas considerações, a Figura 4.5 mostra o comportamento da vazão de óleo ao longo do tempo quando se tem modelos de injeção diferentes. Em relação ao modelo de

(43)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 43 injeção ‘invertido’, observa-se inicialmente, uma antecipação do banco de óleo ao poço produtor. Isso ocorre porque ao se injetar vapor no reservatório, este se expande e o óleo aquecido é drenado pelo efeito das forças capilares, chegando mais rapidamente aos poços produtores. Chegada que pode ser claramente visualizada nos picos máximos de vazão da Figura 4.5.

Figura 4.5: Gráfico da vazão de óleo para os modelos de injeção five-spot normal e invertido.

A Figura 4.5 deixa em evidencia que a injeção através da malha ‘invertida’

proporciona um retorno mais rápido na produção, pode-se ver que o pico de vazão que representa a chegada do banco de óleo nos poços produtores acontece primeiro nessa malha.

O exposto pode ser comprovado pelo gráfico da Figura 4.6, correspondente ao fator de recuperação de óleo ao longo do tempo.

(44)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 44 Figura 4.6: Gráfico do fator de recuperação para os modelos de injeção five-spot normal e

invertido.

Ao analisar esta figura, observa-se que o melhor modelo em termos de óleo recuperado é o five-spot invertido, que apresenta fator de recuperação de 13%, enquanto o modelo ‘normal’ apresenta um fator de 10,5%.

Com o processo de injeção de vapor apresentado, faz-se necessária a análise da quantidade de água produzido no processo, como vê-se na Figura 4.7.

A Figura 4.7 mostra o gráfico da produção acumulada de água para os casos estudados.

(45)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 45 Figura 4.7: Gráfico da produção acumulada de água para os modelos five-spot normal e

invertido.

A produção acumulada de água durante o período de produção do poço pode ser analisada na figura 4.7, que mostra um comportamento já esperado para as produções, e devido à alta vazão de injeção do modelo invertido, este apresenta maior produção acumulada de água.

4.3 Comparativo entre a recuperação primária e a injeção contínua de vapor.

Neste tópico foi analisada a comparação entre a recuperação primária do reservatório e a injeção contínua através da malha five-spot ‘invertida’. Na figura 4.8 pode-se ver um significativo aumento na produção com a utilização do método térmico, enquanto a produção primária apresenta pequenas variações na produção durante os anos.

(46)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 46 Figura 4.8: Gráfico da produção acumulada de óleo para a injeção contínua e recuperação

primária.

O processo de recuperação primária apresentou produção acumulada de 3200 m³, porém com a aplicação do método térmico, a produção acumulada de óleo através da injeção contínua foi em torno de 382000 m³.

4.4 Análise da injeção cíclica

O sistema de injeção cíclica estudado conta com três malhas five-spot, sendo que os poços produtores e os poços injetores são utilizados para ambas funções. As malhas são dispostas para que possam deslocar maior quantidade de óleo até os poços produtores.

 Tempo de injeção

Conforme Queiroz (2006, p. 104) “A produção acumulada de óleo aumenta com o aumento do tempo de injeção, pois a quantidade de vapor recebida é maior para um maior tempo de injeção”. Desse modo, para as simulações da injeção cíclica o período de injeção adotado foi de 30 dias, o maior valor sugerido pela literatura.

 Tempo de Soaking

O tempo que o poço fica fechado para permitir a troca de calor entre o vapor injetado e o óleo do reservatório é definido como soaking, uma das fases mais importantes da injeção cíclica de vapor.

(47)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 47 O tempo de soaking deve ser otimizado para permitir a condução entre o vapor injetado e o óleo da rocha-reservatório. Portanto o tempo de soaking utilizado foi de 30 dias, período suficiente para ocorrer uma grande troca de calor entre o vapor e o óleo, para facilitar o escoamento, devido ao óleo do reservatório estudado ser muito pesado.

 Frequência dos ciclos de injeção

No processo de injeção cíclica os poços são abertos para produção depois o período de soaking, permanecendo em produção até atingir um determinado limite para recomeçar a injeção. Objetivando analisar o efeito da frequência de injeção, a vazão de injeção foi mantida constante e igual a 400 m³ std/dia.

Foram feitas simulações com intervalos de um e dois anos entre os ciclos de injeção, mas foi verificado que os poços só produzem por um curto período de tempo após o fim da injeção, passando muito tempo sem nenhuma vazão de óleo, como pode ser observado na figura 4.9.

Figura 4.9: Comparativo entre frequências de injeção

Com a análise das frequências de injeção, notou-se que as simulações com menor frequência nos ciclos (ciclos com intervalo de um ano) de injeção resultaram em vazões de

(48)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 48 óleo mais altas nos primeiros anos posteriores aos ciclos. Mas após um período de 10 anos ambos os ciclos analisados não proporcionaram grandes variações na produção, devido o tempo de produção ser longo e, com isso, a queda de pressão é elevada, tendo uma significativa redução no decorrer do tempo como pode ser observado na Figura 4.10 que mostra a produção acumulada de óleo.

Figura 4.10: Produção Acumulada para diferentes intervalos de injeção

4.4.1 Comparativo entre a produção primaria e a injeção cíclica de vapor, com posteior injeção contínua.

Neste tópico se analisou a comparação entre a produção primária do reservatório com a injeção cíclica. Foram estudadas duas frequências para os ciclos de injeção, onde se realizou a injeção de vapor durante um mês com seguinte fase de soaking também de um mês, logo após os poços foram abertos para produção por períodos de um e dois anos antes do começo de novos ciclos. A vazão de injeção de vapor utilizada durante os ciclos foram de 400 m3

STD/d.

Após a repetição do ciclo pela segunda vez, os poços injetores foram colocados para injetar vapor continuamente em diversas vazões distintas (Qinj = 100 m3 STD/d, Qinj = 200 m3

(49)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 49 STD/d, Qinj = 300 m3 STD/d e Tinj = 550 °F). A Figura 4.11 mostra o resultado do fator de recuperação do óleo para os diferentes casos de injeção cíclica.

Figura 4.11: Fator de recuperação versus tempo para a produção primária e injeção cíclica

Os fatores de recuperação para cada vazão podem ser vistos na Figura 4.11, onde a vazão de injeção contínua de 300 m³/d apresentou para ambos os casos de injeção o melhor fator de recuperação, em torno de 1.1%. Valor muito baixo para fator de recuperação, mesmo conseguindo superar a recuperação primária.

(50)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 50 A Figura 4.12 mostra a análise para o a produção acumulada de óleo. Pode-se notar que para os dois casos analisados (ciclos com intervalos de um e dois anos) após os períodos de soaking o poço aumentou rapidamente a vazão de produção, enquanto a produção primária continuou muito baixa atingindo uma produção acumulada próxima de 3200m³.

Figura 4.12: Produção acumulada versus tempo para a recuperação primária e injeção cíclica

A injeção cíclica utilizada no processo foi de grande importância para melhorar a produção devido à diminuição da viscosidade, constatando assim um grande retorno na produção nos anos seguintes, porém o intervalo de aplicação dos ciclos não trouxe grandes mudanças em longo prazo, fato esse observado na injeção contínua com vazão de 300 m³/d para os ciclos com intervalo de um e dois anos, onde apresentaram praticamente a mesma produção acumulada de óleo com valor próximo a 30300 m³ (maior produção entre as vazões, injetadas), pois sabe-se que se tem uma perda de pressão no reservatório ao longo da vida

(51)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 51 produtiva do poço, o que ocasiona redução na produção. Pode-se notar isso nas curvas do gráfico que vão se convergindo com os anos, chegando ao seu limite de produção sem grandes variações.

A Figura 4.13 mostra a análise da produção acumulada de água, observa-se grande produção de água nas injeções com vazão contínua de 300 m³/dia, em torno de 3,3MM m³/dia. Sendo essa vazão de água a maior dentre as outras analisadas, em decorrência da respectiva vazão de injeção que também é a maior.

Figura 4.13: Produção Acumulada de Água para as diferentes vazões

4.4.2 Comparativo entre a injeção cíclica e a injeção contínua de vapor

A configuração de malhas utilizadas para estudo da injeção contínua e comparação com a injeção cíclica foi a five-spot ‘invertida’ que obteve melhor resultados na produção, como foi visto anteriormente neste capítulo. Foram analisados parâmetros como fator de recuperação, produção acumulada de óleo e vazão de óleo para os dois métodos injeções.

Foram realizadas diversas mudanças nas vazões de injeção continua de vapor para a obtenção do melhor fator de recuperação, maior produção e vazão de óleo, onde comparou-se

(52)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 52 com o melhor resultado da injeção cíclica de vapor, que foi a com vazão de 400m³ /dia durante a fase de injeção dos ciclos seguida da injeção contínua de 300m³/dia após a última fase de soaking.

O modelo five-spot invertido possui um poço injetor e quatro poços produtores em cada malha. De modo que a vazão de injeção de 400 m³/dia por poço retornou a melhor produção acumulada comparado as outras vazões injetadas nessa configuração de malha.

O gráfico do fator de recuperação, na Figura 4.14, mostra através das variadas simulações os resultados obtidos.

Figura 4.14: Fator de recuperação versus tempo para a injeção cíclica e continua.

No processo de injeção continua, o vapor é injetado de forma contínua durante todo o período de produção, mantendo a temperatura e pressão suficiente para a redução da viscosidade, e assim obter-se uma maior produção. Já na injeção cíclica é evidente o baixo rendimento comparado com a injeção contínua.

(53)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 53 Através do gráfico do fator de recuperação, figura 4.14, se observa o método de injeção continua de vapor, que somente a partir do ano de 2006 começa a produzir significativamente, mas ainda assim este método apresentou o melhor resultado, com um fator de recuperação, em torno de 13%. Outro ponto relevante é a curva da injeção cíclica, que apresenta um elevado fator de recuperação nos primeiros anos que sucedem os ciclos, mas após isso não apresenta resultados satisfatório com fator de recuperação de 1,1%, mostrando que a utilização de ciclos nesse reservatório é inviável, quando comparado com a injeção contínua.

A Figura 4.15 apresenta as simulações realizadas para determinação da produção acumulada de óleo.

Figura 4.15: Produção acumulada de óleo versus tempo para a injeção cíclica e continua.

(54)

Iuri Andrade Sampaio Felipe 54 O melhor resultado, de acordo com a figura 4.15 foi obtido pela injeção contínua iniciada a partir do primeiro ano de produção, que atingiu uma produção acumulada de 382000 m³ ao fim do período de 30 anos, enquanto a injeção cíclica obteve uma produção muito menor de apenas 30300m³.

Na Figura 4.16 pode ser observada a vazão de óleo no tempo para os diferentes casos estudados.

Figura 4.16: Vazão de óleo versus tempo para a injeção cíclica e continua.

A vazão de óleo na injeção cíclica tem picos consideravelmente altos, à medida que no início da injeção contínua a partir do sexto ano de produção se obteve um pico de 277,556 m3/dia, no entanto a vazão de óleo não continua em tal proporção, permanecendo sempre as vazões em um valor em torno de 17 m³/d continuamente mantendo a produção de óleo.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 55 Na Figura 4.17 pode ser observada a produção acumulada de água no tempo para a injeção cíclica e contínua de vapor.

Figura 4.17: Produção acumulada de água versus tempo para a injeção continua.

No gráfico da água acumulada, figura 4.17, a injeção cíclica com intervalos de um ano entre os ciclos apresenta maior produção de água acumulada ao fim do período de produção, produzindo aproximadamente 3,5 MM m³, enquanto o uso da injeção contínua produziu aproximadamente 3.3 MM m³, um valor consideravelmente menor.

Uma menor quantidade de água produzida no fim do processo de injeção é fundamental para análise do melhor método de injeção a ser utilizado para a produção.

Perante o exposto nas análises anteriores, a figura 4.18 mostra a saturação de óleo no reservatório ao início e fim da produção, com a utilização dos métodos e modelos de recuperação abordados.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 56 Figura 4.18: Comportamento da saturação de óleo ao início e fim da produção.

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 57 Nota-se através da figura 4.18, que bastante óleo ficou retido no reservatório apenas com a recuperação primária, no entanto com a aplicação do método da injeção contínua de vapor, se obteve a melhor drenagem do reservatório dentre os outros processos analisados.

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CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

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Iuri Andrade Sampaio Felipe 59 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

5.1 Conclusões

 O método de injeção de vapor se mostrou uma boa alternativa térmica para aumentar a produção do reservatório;

 Através de um aumento significativamente alto no fator de recuperação em relação a produção primária de óleo, em torno de 13%, foi possível comprovar a eficiência positiva da configuração selecionada (five-spot invertida) ao método de injeção contínua de vapor;

 Quando comparada a injeção contínua com malha invertida, a injeção cíclica apresentou menor produção acumulada de óleo, assim como uma menor quantidade de vapor injetado e água produzida;

 O aumento da vazão de injeção nem sempre está associado ao aumento no fator de recuperação, devido a produção de água condensada adjunta ao método;

 Quanto maior for a vazão de injeção de vapor, maior será, também, a quantidade de água produzida.

5.2 Recomendações

 Fazer uma análise e comparar a utilização de outros métodos térmicos no processo de recuperação suplementar, para a obtenção do melhor e mais rentável para o referido reservatório;

 Realizar um estudo econômico da injeção de vapor nas formas contínua e cíclica, para se obter forma mais viável.