LUÍS FERNANDO LAMAS DE OLIVEIRA
COMPARAÇÃO ENTRE ESTRATÉGIAS DE
PRODUÇÃO PARA PROJETOS DE INJEÇÃO DE
ÁGUA E DE POLÍMEROS
CAMPINAS
2014
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
LUÍS FERNANDO LAMAS DE OLIVEIRA
COMPARAÇÃO ENTRE ESTRATÉGIAS DE PRODUÇÃO
PARA PROJETOS DE INJEÇÃO DE ÁGUA E DE
POLÍMEROS
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo na área de Reservatórios e Gestão.
Orientador: Prof. Dr. Denis José Schiozer
CAMPINAS
2014
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Rose Meire da Silva - CRB 8/5974
Lamas, Luís Fernando de Oliveira,
L164c LamComparação entre estratégias de produção para projetos de injeção de água
e de polímeros / Luís Fernando Lamas de Oliveira. – Campinas, SP : [s.n.], 2014.
LamOrientador: Denis José Schiozer.
LamDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de
Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências.
Lam1. Engenharia de petróleo. 2. Otimização. 3. Petróleos pesados. 4.
Reservatórios (Simulação). 5. Recuperação avançada de petróleo. I. Schiozer, Denis José,1963-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Comparison of production strategies for project water injection and polymers Palavras-chave em inglês: Petroleum engineering Optimization Heavy oils Reservoirs simulation Enhanced recovery of oil
Área de concentração: Reservatórios e Gestão
Titulação: Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Banca examinadora:
Denis José Schiozer [Orientador]
Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno Manoel Leopoldino Rocha de Farias Data de defesa: 16-07-2014
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
COMPARAÇÃO ENTRE ESTRATÉGIAS DE PRODUÇÃO
PARA PROJETOS DE INJEÇÃO DE ÁGUA E DE
POLÍMEROS
Autor: Luís Fernando Lamas de Oliveira Orientador: Prof. Dr. Denis José Schiozer
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho a minha mãe, Janete e a minha esposa Fernanda, pelo apoio e incentivo, que me ajudaram a perseverar neste importante passo.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, por encher de bênçãos a minha vida.
Expresso também um agradecimento especial ao Professor Denis José Schiozer, por orientar esse trabalho e servir de referência a cada passo.
Aos pesquisadores e funcionários do UNISIM, pela ajuda para a realização deste estudo. A minha família, especialmente meu irmão Guilherme, pela cumplicidade.
“A mente humana, expandida por uma ideia nova, jamais retorna à sua dimensão original.”
RESUMO
LAMAS, Luís Fernando. Comparação entre Estratégias de Produção para Projetos de Injeção
de Água e de Polímeros. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual
de Campinas, 2014. 106 p. Dissertação de Mestrado.
A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo.
Palavras-Chave
ABSTRACT
LAMAS, Luís Fernando. Comparison of Production Strategies for Water and Polymer Flooding
Projects. Campinas: Faculty of Mechanical Engineering, Campinas State University, 2014. 106
p. Master Dissertation.
The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulation, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life.
Key Words
SUMÁRIO
DEDICATÓRIA ... vii
AGRADECIMENTOS ... ix
RESUMO ... xiii
ABSTRACT ... xv
LISTA DE FIGURAS ... xix
LISTA DE TABELAS ... xxiii
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ... xxv
1 INTRODUÇÃO ... 1 1.1 Motivação ... 3 1.1.1 Motivação Geral ... 3 1.1.2 Motivação Específica ... 3 1.2 Objetivos ... 4 1.3 Premissas ... 4 1.4 Organização da Dissertação ... 5 2 REVISÃO DA LITERATURA ... 7
2.1 Injeção de Polímeros como Método de Recuperação Melhorada de Óleo ... 7
2.1.1 Mecânica da Injeção de Polímeros ... 7
2.1.2 Tipos de Polímeros ... 11
2.1.3 Mecanismos de Degradação ... 14
2.1.4 Retenção dos Polímeros no Meio Poroso ... 17
2.1.5 Viscosidade do Óleo ... 20
2.1.6 Salinidade da Água ... 21
2.1.7 Concentração dos Polímeros ... 22
2.1.8 Padrão e Espaçamento dos Poços ... 23
2.1.9 Início da Injeção dos Polímeros ... 25
2.1.10 Tamanho do Banco de Polímeros ... 26
2.1.11 Critérios de Seleção ... 26
2.2 Conceitos Econômicos ... 29
2.2.1 Valor Presente Líquido ... 29
2.2.2 Seleção de Estratégia de Produção ... 30
3 METODOLOGIA ... 33
3.1 Metodologia Geral ... 33
3.2 Metodologia para Seleção de Estratégia de Produção ... 34
3.2.1 Passo 1 – Estimativa do número e posição dos poços ... 35
3.2.2 Passo 2 – Escolha do Cronograma de Abertura dos Poços ... 37
3.2.3 Passo 3 – Otimização das Variáveis de Projeto ... 38
4 APLICAÇÃO ... 41
4.1 Modelo de Reservatório ... 41
4.2 Modelo do Polímero ... 44
4.3 Informações Gerais ... 47
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 49
5.1 Seleção de Estratégia para Injeção de Água ... 49
5.1.1 Passo 1 – Estimativa do Número e Posição dos Poços ... 49
5.1.2 Passo 2 – Implementação do Cronograma de Abertura dos Poços ... 52
5.1.3 Passo 3 – Otimização das Variáveis de Projeto ... 53
5.1.4 Passo 4 – Otimização das Variáveis Operacionais ... 54
5.2 Seleção de Estratégia para Injeção de Polímeros ... 56
5.2.1 Passo 1 – Estimativa do Número e Posição dos Poços ... 56
5.2.2 Passo 2 – Implementação do Cronograma de Abertura dos Poços ... 57
5.2.3 Passo 3 – Otimização das Variáveis de Projeto ... 57
5.2.4 Passo 4 – Otimização das Variáveis Operacionais ... 59
5.3 Comparação entre as Estratégias Selecionadas ... 62
5.4 Simulações Cruzadas ... 66
5.5 Discussões Adicionais ... 73
6 CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 75
6.1 Processo de Otimização ... 75
6.2 Conclusões para o Caso Estudado ... 76
6.3 Sugestões para Trabalhos Futuros ... 77
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 79
ANEXO A – CRONOGRAMA DE ABERTURA DOS POÇOS ... 85
ANEXO B – INFORMAÇÕES SOBRE AS ESTRATÉGIAS SELECIONADAS ... 89
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Razão de mobilidade favorável (esquerda) e desfavorável (direita) ... 10
Figura 2.2 – Deslocamento vertical – (A) Injeção de água (B) Injeção de polímeros ... 11
Figura 2.3 – Estrutura Molecular da HPAM ... 12
Figura 2.4 – HPAM em ambiente de (esquerda) baixa salinidade (direita) alta salinidade ... 12
Figura 2.5 – Estrutura molecular do Xanthan ... 13
Figura 2.6 – Viscosificação e retenção da viscosidade para diversos tipos de polímeros ... 15
Figura 2.7 – Grau de degradação (DR) versus Taxa de cisalhamento ... 16
Figura 2.8 – Retenção de Polímeros no Meio Poroso ... 17
Figura 2.9 – Dependência da Adsorção na Concentração dos Polímeros e Salinidade ... 18
Figura 2.10 – Formas típicas para as curvas de Langmuir ... 19
Figura 2.11 – Efeito da viscosidade do óleo no ganho de recuperação devido ao polímero .... 21
Figura 2.12 – Viscosidade do oleo versus Fator de Recuperação de Óleo ... 21
Figura 2.13 – Efeito da salinidade na viscosidade da mistura ... 22
Figura 2.14 – Efeito da Concentração de Polímeros na Viscosidade ... 23
Figura 2.15 – Efeito da Concentração de Polímeros no Aumento do Fator de Recuperação .. 23
Figura 2.16 – Fator de conectividade versus Eficiência da injeção de polímeros ... 24
Figura 2.17 – Produção para diferentes concentrações de polímeros e períodos de injeção .... 25
Figura 2.18 – Fator de recuperação de óleo versus Tamanho do banco de polímeros ... 26
Figura 2.19 – Fluxo de caixa típico para um projeto de E&P ... 29
Figura 3.1 – Metodologia geral ... 33
Figura 3.2 – Metodologia para seleção de estratégia de produção ... 35
Figura 3.4 – Possibilidades para completação dos poços ... 39
Figura 4.1 – Profundidade do topo do reservatório (m) ... 41
Figura 4.2 – Relação imposta entre permeabilidade e porosidade ... 42
Figura 4.3 – Distribuição espacial da porosidade ... 43
Figura 4.4 – Distribuição espacial da permeabilidade (mD) ... 43
Figura 4.5 – Histogramas para porosidade e permeabilidade ... 43
Figura 4.6 – Saturação de Água para injeção de água (esquerda) e polímeros (direita) ... 45
Figura 4.7 – Varrido vertical para injeção de água (esquerda) e polímeros (direita) ... 46
Figura 4.8 – Viscosidade da mistura versus concentração de polímeros ... 46
Figura 5.1 – Posiçao inicial dos produtores (esquerda) e injetores (direita) ... 49
Figura 5.2 – Evolução do IEC e número de poços para injeção de água ... 50
Figura 5.3 – VPL para cronogramas aleatórios ... 53
Figura 5.4 – VPL x Número de Poços para Injeção de Água ... 54
Figura 5.5 – VPL x Wp para Injeção de Água ... 55
Figura 5.6 – VPL x Np para injeção de água ... 55
Figura 5.7 – Evolução do IEC e número de poços para injeção de polímeros ... 57
Figura 5.8 – VPL x Número de Poços para Injeção de Polímeros ... 57
Figura 5.9 – Np versus massa de polímeros ... 59
Figura 5.10 – VPL versus Massa de Polímeros ... 60
Figura 5.11 – Otimização da duração (eixo x) e início do banco de polímeros (legenda) ... 61
Figura 5.15 – Número e posição dos poços para a estratégia de água ... 64
Figura 5.16 - Número e posição dos poços para a estratégia de polímeros ... 64
Figura 5.17 – Estratégia PW – Injeção de Água no Campo Otimizado para Polímeros ... 67
Figura 5.18 – Estratégia WP – Injeção de Polímeros no Campo Otimizado para Água ... 67
Figura 5.19 – Comparação do VPL para as Simulações Cruzadas ... 67
Figura 5.20 – Simulações Cruzadas sem Nova Otimização ... 68
Figura 5.21 – PP x PW – Produção Acumulada de Óleo ... 69
Figura 5.22 – PP x PW – Vazões de Produção de Óleo ... 70
Figura 5.23 – PP x PW – Injeção Acumulada de Água ... 70
Figura 5.24 – PP x PW – Taxas de Injeção de Água ... 71
Figura 5.25 – PP x PW – Produção Acumulada de Água ... 71
Figura 5.26 – PP x PW – Taxas de Produção de Água ... 72
Figura 5.27 – PP x PW – Corte de Água ... 72
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Comparação entre tipos de polímero para IOR (MOREL, 2007). ... 14 Tabela 2.2 – Critérios de Seleção para Injeção de Polímeros ... 28 Tabela 4.1– Informações sobre o campo utilizado ... 41 Tabela 4.2 – Parâmetros do polímero ... 44 Tabela 4.3 – Dados econômicos para cálculo de IEPP, IEPI, IEC e VPL ... 47 Tabela 4.4– Valores candidato para otimização das variáveis operacionais ... 48 Tabela 5.1 – Ordem inicial dos poços selecionados pelo Passo 1 ... 51 Tabela 5.2 – Distância média entre os poços nas duas estratégias ... 65 Tabela 5.3 – Evolução de Parâmetros no Processo de Otimização ... 65 Tabela 5.4 – Combinações testadas na Otimização Cruzada ... 66 Tabela 5.5 – Parâmetros para Estratégias Cruzadas ... 69 Tabela 5.6 – Comparação do VPL para primeira e segunda rodadas ... 74
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS Abreviaturas
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BHP Pressão no Fundo do Poço (Bottom Hole Pressure)
CSE Sulfato Ester Celulose
E&P Exploração e Produção
FCL Fluxo de Caixa Líquido
FRo Fator de Recuperação de Óleo
HCHO Formaldeído
HEC Hidroxietilcelulose
HPAM Poliacrilamídeas Parcialmente Hidrolizadas
IEC Indicador Econômico do Campo
IEPI Indicador Econômico de Poço Injetor
IEPP Indicador Econômico de Poço Produtor
IOR Recuperação Avançada de Óleo
M Razão de Mobilidade
MM 1 Milhão
N Fator de Conectividade
Np Produção Acumulada de Óleo
PAAm Poliacrilamídeas
PP Injeção de Polímeros na Estratégia Otimizada para Polímeros
PPM Partes por Milhão
PVP Polivinilpirolidonas
PW Injeção de Água na Estratégia Otimizada para Polímeros
STL Vazão de Líquidos em Condições Padrão
STW Vazão de Água em Condições Padrão
VOIP Volume de Óleo in place
VPL Valor Presente Líquido
Winj Injeção Acumulada de Água
WP Injeção de Polímero para Estratégia Otimizada para Água
WW Injeção de Água para Estratégia Otimizada para Água
Variáveis
Co Custo de Produção
𝑓 Fluxo Fracionário
Invwell Investimento Inicial no Poço
K Permeabilidade Absoluta k! Permeabilidade Relativa 𝑞 Fluxo r Taxa de Juros R Receita Letras Gregas µμ Viscosidade Subscritos o Óleo w Água
1 INTRODUÇÃO
A injeção de polímeros é um método químico de recuperação melhorada de petróleo (IOR - improved oil recovery), que consiste na adição de polímeros na água de injeção com o objetivo de viscosificá-la. As primeiras aplicações nesta área datam das décadas de 1960 e 1970 (apud SORBIE, 2000). Diversos testes piloto e aplicações de campo são apresentadas na literatura (ALVARADO e MANRIQUE, 2010). SHENG (2013) estima uma média de aproximadamente 4% no incremento da recuperação final de óleo. Em projetos de injeção de polímero na China, o mesmo autor apresenta que esse incremento chega a 9%.
A principal ação do polímero, ao ser misturado com a água injetada, é aumentar sua viscosidade. Em decorrência disso há uma diminuição da razão de mobilidade (CRAIG, 1971) e da fração de água na frente do banco de fluido injetado (NEEDHAM e DOE, 1987). Por outro lado, a maior viscosidade do fluido injetado resulta, em diversos casos, numa redução na injetividade dos poços (YERRAMILLI et al., 2013).
A redução na razão de mobilidade resulta em uma melhora na eficiência de varrido, fazendo com que a frente de água demore mais tempo para chegar no produtor. Considerando-se um tempo de fixo de concessão (tipicamente de 27 anos para contratos de concessão da Agência Nacional de Petróleo ANP, 2010), a distância ótima entre produtores e injetores tenda a diminuir.
Para possibilitar a maximização do resultado econômico do campo, deve ser realizada uma criteriosa seleção de estratégia de produção. Essa seleção de estratégia deve garantir que todos os parâmetros considerados sejam escolhidos de forma a maximizar (ou minimizar) a função-objetivo, respeitando as restrições físicas (do reservatório e instalações), econômicas (da empresa) e características do método de recuperação selecionado.
Essa seleção é bastante complexa, uma vez que envolve um grande número de variáveis. Isso faz com que o problema tenha não apenas uma, mas diversas soluções próximas ao valor
com que a metodologia de seleção de estratégia atinja algum desses máximos locais, não garantindo que o máximo global seja encontrado.
Essa dificuldade aumenta com a consideração do uso dos polímeros, devido à adição de novas variáveis, tais como a concentração e a taxa de retenção no meio poroso, criando diversos novos cenários, dentro do universo já existente.
Além de toda essa dificuldade, os problemas relacionados à seleção de estratégias de produção são sempre influenciados pelas incertezas presentes, principalmente aquelas relacionadas com o modelo do reservatório e parâmetros econômicos futuros. Entretanto, segundo SCHIOZER (2004), pode-se levar em conta o risco de projetos desta natureza através de modelos representativos, simplificando o problema probabilístico (onde as incertezas seriam consideradas) por uma série de problemas determinísticos, selecionando a estratégia adequada para cada modelo representativo.
Assim, nesse trabalho, é considerada uma otimização determinística, isto é, valores de parâmetros de reservatório (porosidade, permeabilidade, permeabilidades relativas), econômicos (preço do óleo, custo dos polímeros, custo de injeção, custo de tratamento da água produzida) e tecnológicos (eficiência dos polímeros, capacidade das plataformas) são considerados conhecidos e o processo visa otimizar variáveis de projeto (número e posição dos poços) e operacionais (vazões de líquidos, pressões, cortes de água para fechamento de produtores, concentração de polímeros).
Dessa forma, uma análise mais abrangente deve ser feita levando-se em consideração essas incertezas, realizando o procedimento indicado neste trabalho para cada modelo representativo. Essa metodologia pode ser verificada nos trabalhos de BOTECHIA et al. (2013) e
1.1 Motivação
1.1.1 Motivação Geral
MOTHÉ et al. (2007) mostra a importância dos óleos pesados no futuro da sociedade, especialmente nos países emergentes. Os óleos pesados são especialmente importantes na América do Sul, onde se encontram as maiores reservas (GAO, 2011). Em campos terrestres de óleo pesado, os métodos térmicos são os mais utilizados. Em campos marítmos, no entanto, esses métodos são tecnicamente inviáveis. Assim, os polímeros são um método de recuperação avançada muito importante importante para esses reservatórios. (NEEDHAM e DOE, 1987).
Uma metodologia eficiente para seleção de estratégia é bastante importante, uma vez que torna possível que o projeto obtenha bons resultados econômicos. A simulação de reservatórios é uma ferramenta poderosa para auxiliar esse procedimento de seleção de estratégia de explotação. No entanto, para se atingir a melhor solução (máximo global), o esforço computacional necessário pode ser muito grande (COSTA, 2003).
A tendência mundial atual é a produção de óleos cada vez mais viscosos, em cenários mais desafiadores, principalmente campos marítimos, com lâminas d´água profundas. Nesse caso, melhorar o fator de recuperação é fundamental para garantir a viabilidade econômica dos proje. Dessa forma, buscar uma estratégia de produção o mais próximo da ótima possível, para óleos pesados e aplicação da técnica de injeção de polímeros é muito importante, para que se consiga extrair mais óleo e obter o melhor resultado econômico possível.
1.1.2 Motivação Específica
Um dos principais itens da seleção de estratégia de produção é a quantidade, posicionamento e geometria dos poços. Essa decisão deve ser tomada no início da vida produtiva do campo, antes do início da produção, principalmente para campos marítimos que têm menor
A posição ideal dos poços para o caso de injeção de polímeros pode ser diferente daquela para injeção de água. Essa técnica, no entanto, traz algumas incertezas adicionais, e em cenários pessimistas, esse posicionamento pode influenciar negativamente no desempenho econômico do campo. Dessa forma, a solução mais robusta pode ser aquela onde os poços sejam perfurados considerando injeção de água (método mais conhecido, com menos incertezas). A situação ideal é aquela onde isso possa ocorrer, e ainda assim, a injeção de polímeros traga vantagens econômicas.
1.2 Objetivos
O principal objetivo desse trabalho é realizar a um processo de otimização de estratégia considerando as opções de injeção de água e polímero. O foco principal é estudar a influência do espaçamento dos poços no sucesso de um projeto de injeção de polímeros.
Um segundo objetivo importante é determinar se a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada logo nos primeiros estágios do desenvolvimento do campo (antes da perfuração e completação dos poços) ou se pode ser postergada, deixando maior flexibilidade à estratégia escolhida visto que a decisão da injeção de polímeros poderia ser deixada para a fase de gerenciamento do campo.
1.3 Premissas
Para o desenvolvimento desse trabalho, foram consideradas algumas premissas importantes para o delineamento do seu escopo.
Em primeiro lugar, o estudo foi feito para campos em estágio de desenvolvimento. Isso é importante pois nessa fase, poucos poços estão perfurados, o que significa que existe maior
Segundo, foram considerados apenas poços verticais, embora a mesma metodologia possa ser usada para testar poços horizontais ou direcionais.
Como já citado, foi considerado um problema determinístico, sem incertezas. A otimização determinística, no entanto, é uma parte fundamental da otimização probabilística, de modo que a metodologia apresentada nesse trabalho pode ser usada como parte de uma otimização onde incertezas sejam consideradas através de modelos representativos, repetindo-se a otimização determinística para cada um desses modelos.
Do ponto de vista de operação dos poços, é importante destacar que esse trabalho considera que poços diferentes possam ter parâmetros operacionais diferentes. Essa afirmação vale tanto para produtores (pressões de fundo de poço, vazão de líquidos, corte de água para fechamento), quanto para os injetores (pressões de fundo de poço, vazão de líquidos, concentração de polímeros). Para que isso seja verdade no campo, é necessário que as instalações de campo, como os misturadores de água e polímero, tenham essa capacidade.
Finalmente, todas as comparações durante a otimização estão sendo feitas considerando um tempo máximo de concessão do campo e buscando-se sempre maximizar o valor presente líquido (VPL) do projeto. Não estão englobadas análises de maximização de outras funções objetivo, como vazões de líquidos, ou outros indicadores econômicos.
1.4 Organização da Dissertação
Esta dissertação está organizada em seis capítulos. No Capítulo 1 foi apresentada uma introdução concisa, além da motivação, objetivos e premissas adotados.
O Capítulo 2 apresenta uma revisão da literatura, com os principais aspectos teóricos e práticos relacionados com a injeção de polímeros e metodologias para seleção de estratégias de produção. Esses conceitos são fundamentais para o entendimento do trabalho.
O Capítulo 3 descreve a metodologia aplicada na realização desse trabalho. Nele são discutidos os passos seguidos para o desenvolvimento e análise dos resultados do presente estudo.
No Capítulo 4 é discutida a implementação da metodologia proposta. São apresentados o modelo de reservatório e as características da solução polimérica utilizados, além das informações gerais relacionadas com a aplicação da metodologia.
Os resultados são apresentados no Capítulo 5. Esses resultados são discutidos de maneira sucinta.
O Capítulo 6 traz as conclusões obtidas a partir do presente trabalho, além de trazer algumas sugestões para trabalhos futuros.
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 Injeção de Polímeros como Método de Recuperação Melhorada de Óleo
2.1.1 Mecânica da Injeção de Polímeros
SORBIE (2000) cita que nas primeiras campanhas de exploração, quando apenas poços rasos eram perfurados, era recuperado óleo apenas devido à energia natural do reservatório (recuperação primária). No entanto, depois de diminuída essa pressão inicial, o reservatório caía abaixo da pressão de bolha, fazendo com que o gás dissolvido no óleo voltasse para a condição de gás, atrapalhando a produção. A injeção de água, com o intuito de aumentar a pressão interna do reservatório logo passou a ser utilizada com grande frequência. Com o tempo, notou-se que a injeção de água não era eficiente para óleos viscosos, motivando o desenvolvimento de notas tecnologias como por exemplo, a injeção de polímeros.
O método de injeção de polímeros é um método químico de recuperação melhorada de óleo (IOR). Quando a água recebe a adição de polímeros, sua viscosidade aumenta e, em muitos casos, a permeabilidade efetiva do meio poroso a essa solução diminui. A eficiência da recuperação é aumentada pela redução da razão de mobilidade, característica muito importante no influxo de água.
Por se tratar de uma solução aquosa com baixa concentração de polímeros (de 500 a 2500 PPM tipicamente), o estudo da injeção dos polímeros é bastante parecido com o da injeção de água. A análise matemática é feita utilizando a teoria de Buckley-Leverett e a solução de Welge.
ROSA (2006) exemplifica uma situação, onde a razão de mobilidade diminui de 10 para 1. Isso aumenta a eficiência de varrido de 0,35 para 0,69 no momento da erupção da água. Para um corte de água de 95% (limite econômico típico), essa eficiência aumenta de 0.83 para 0.98, sendo que apenas 75% do volume anterior de fluido precisou ser injetado.
NEEDHAM e DOE (1987) explicam que a injeção de água com polímeros pode melhorar o fator de recuperação de óleo devido a três parâmetros:
Razão de Mobilidade
De acordo com CRAIG (1971), a razão de mobilidade é dado pelo valor da mobilidade da água (fluído deslocante) dividida pela mobilidade do óleo (fluído deslocado).
M =µμ!. k!"
µμ!. k!" Equação 2.1
Uma razão de mobilidade maior que 1 significa que a água flui com maior facilidade do que o óleo, e portanto, é uma situação desfavorável. Quanto menor o M, melhor será o deslocamento do óleo pelo fluído deslocante. Caso M seja igual a 1, óleo e água se movem com a mesma facilidade pelo reservatório.
A adição dos polímeros a uma solução aquosa resultará em um aumento de sua viscosidade (𝜇!). Além disso, a presença das moléculas dos polímeros (cadeias moleculares
grandes), dificulta a passagem da mistura, diminuindo sua permeabilidade relativa (𝑘!"). Isso
diminui o valor da razão de mobilidade, de acordo com a Equação 2.1, favorecendo o deslocamento do óleo pela solução polimérica. O escoamento torna-se menos instável, com menor formação de digitações viscosas.
Fluxo Fracionário
A razão entre o fluxo de água e o fluxo total é dada pela Equação 2.2.
𝑓! = 𝑞!
𝑞! + 𝑞! Equação 2.2
Aplicando a lei de Darcy para as duas fases (água e óleo) em um meio poroso, considerando regime permanente em um sistema horizontal linear, chega-se na Equação 2.3.
𝑓! = 𝑘. 𝑘!" 𝜇! . 𝐴.∆𝑃𝐿! 𝑘. 𝐴 𝐿 . 𝑘𝜇!"! ∆𝑃!+ 𝑘𝜇!" ! ∆𝑃! Equação 2.3
Quando as forças capilares são suficientemente pequenas, tem-se que Δ𝑃! ≈ Δ𝑃!. Isso simplifica a Equação 2.3 para a forma mostrada na Equação 2.4.
𝑓! = 1
1 + 𝜇!. 𝑘!"
𝜇!. 𝑘!" Equação 2.4
O polímero consegue aumentar a fração de fluxo do óleo pois, misturado na água, tanto aumenta sua viscosidade (µw) quanto diminui sua permeabilidade relativa (krw).
Outra conclusão importante sobre a Equação 2.4 é em relação à viscosidade do óleo (µo).
Quanto maior o seu valor, mantendo os demais parâmetros constantes, maior a fração de fluxo do água. Isso faz com que os efeitos das mudanças no fluxo fracionário da água sejam mais significativos em reservatórios de óleos pesados.
Eficiência de Varrido
Em reservatórios heterogêneos, áreas com alta permeabilidade ou falhas fazem com que o fluxo de água chegue mais rapidamente a poços produtores, sem que grande parte do reservatório tenha sido percorrida.
SORBIE (2000) cita que a mistura de água com polímeros pode formar um fluido não-Newtoniano, de comportamento visco-elástico, com a viscosidade diminuindo conforme mais pressão é exercida no fluido. Durante a injeção da mistura, o fluido tem uma baixa viscosidade e facilidade de ser injetado. Quando ele para, no entanto, tende a aumentar sua viscosidade, saturando as regiões de maior facilidade de fluxo.
Mesmo em reservatórios homogêneos, ocorre o fenômeno da digitação viscosa. Quando a razão de mobilidade M é muito alta (a água flui com muito mais facilidade que o óleo), existe a
tendência de serem criados caminhos preferenciais. Quando a razão de mobilidade chega perto da unidade, o aparecimento das digitações viscosas diminui.
A Figura 2.1 mostra a diferença entre uma injeção de água com uma razão de mobilidade não favorável e uma taxa de mobilidade favorável.
Figura 2.1 – Razão de mobilidade favorável (esquerda) e desfavorável (direita) (Adaptado de SORBIE, 2000)
Os processos deposicionais que dão origem às rochas reservatório criam frequentemente, estratos verticais de diferentes permeabilidades. Por esse motivo, os fluídos tendem a se deslocar mais rapidamente pelos estratos de maior permeabilidade, como pode-se observar da própria equação de Darcy, conforme Equação 2.5.
q =k. A. γ
µμ .
d∅
dl Equação 2.5
WILLHITE (1986) descreve como a melhora na razão de mobilidade M, devido à injeção dos polímeros melhora a eficiência de varrido vertical. A Figura 2.2 ilustra esse efeito, para um exemplo as permeabilidades decrescem de K1 para K6.
Figura 2.2 – Deslocamento vertical – (A) Injeção de água (B) Injeção de polímeros (Adaptado de WILLHITE, 1986)
2.1.2 Tipos de Polímeros
Existem diversos tipos de polímeros que podem ser utilizados para a recuperação avançada de óleo. No entanto, grande parte da literatura se foca em dois tipos: as Poliacrilamidas Parcialmente Hidrolizadas (HPAM) e os biopolímeros Xanthan.
Poliacrilamidas Parcialmente Hidrolizadas (HPAM)
As poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) são construídas a partir de monômeros de acrilamidas. Para usar em recuperação avançada de óleo, elas passam por um processo de hidrólise parcial, que cria grupos aniônicos de carboxil negativamente carregados (-COO-) distribuídas pela molécula. Essa estrutura pode ser vista na Figura 2.3.
A hidrólise parcial desse polímero é aplicada para reduzir a taxa de adsorção pela rocha. Costuma-se utilizar graus de hidrólise de 30% - 35% (LAKE, 1989).
Figura 2.3 – Estrutura Molecular da HPAM (Adaptado de LAKE, 1989)
O aumento na viscosidade se dá devido ao grande peso da molécula. Uma vez em solução aquosa, as cadeias poliméricas se alongam. Esse alongamento, no entanto, depende da salinidade, temperatura e composição iônica da água. A Figura 2.4 ilustra o efeito da contração molecular devido à salinidade.
Figura 2.4 – HPAM em ambiente de (esquerda) baixa salinidade (direita) alta salinidade (SORBIE, 2000)
Polímeros do tipo HPAM são também utilizados em processos de tratamento de água, fabricação de papel, condicionamentos de solo, controle de erosão, redução de atrito em tubos.
Biopolímeros Xanthan
Os polímeros do tipo Xanthan, ou goma Xantana, são produzidos pelo microorganismo
Xanthomonas campestris. A molécula consiste de uma base parecida com a da celulose, contendo
cadeias de monômeros de glicose com ligações β (1-4) glicosídicas. A Figura 2.5 mostra essa
estrutura.
Figura 2.5 – Estrutura molecular do Xanthan (LAKE, 1989)
Esse tipo de molécula é mais rígido, sendo mais resistente à degradação mecânica. O processo de produção é um pouco mais complicado, e sua disponibilidade no mercado é um bastante menor.
O Xanthan também é utilizado como aditivo culinário (molhos de saladas, por exemplo), e como estabilizadores na indústria cosmética. Na indústria do petróleo, também é usado para viscosificar o fluido de perfuração.
MOREL et al. (2007) apresentam uma tabela comparativa com algumas características de cada tipo de polímero (Tabela 2.1).
Tabela 2.1 – Comparação entre tipos de polímero para IOR (MOREL, 2007).
HPAM Xanthan
Disponibilidade
industrial 520K ton/ano 30K ton/ano
Performance como viscosificador
Baixa tolerância á
salinidade Sem problemas
Estabilidade
biológica Estável Necessário biocida
Gelificação Pode requerer filtros Não acontece
Preço US$ 2 a US$4 por kg US$ 7 a US$10 por kg
Esquema industrial Processo conhecido Requer planta no local da injeção
Disponibilidade Disponível Pode ser um problema
Risco industriais vigentes Grandes projetos Restrito a pequenos pilotos
2.1.3 Mecanismos de Degradação
As longas cadeias moleculares dos polímeros podem ser quebradas, devido a diferentes fenômenos. Essas quebras diminuem o tamanho médio das moléculas do polímero, reduzindo, por consequência, seu poder de viscosificação. Na sequência serão descritos alguns desses fenômenos.
Degradação Química
Se refere à quebra das moléculas devido a agentes químicos (ALUHWAL, 2008). Alguns dos principais mecanismos estão listados a seguir:
• Valência dos cátions: cátions monovalentes, como Na+ e K+ diminuem a viscosidade
da solução polimérica. Cátions divalentes, como Ca++ e Mg++ influenciam mais
fortemente na viscosidade e estabilidade do HPAM. O efeito do Ca++ é maior do que
do Mg++.
Degradação Térmica
DAVISON e MENTZER (1982) avaliaram diversos tipos de polímeros, a fim de determinar sua estabilidade sob temperaturas altas. As soluções poliméricas foram expostas a uma temperatura de 90º C durante um período de 500 dias, e a viscosidade da solução foi medida, a temperatura ambiente. Os polímeros foram classificados como poliacrilamídeas (PAAm), polivinilpirolidonas (PVP), hidroxietilcelulose (HEC), sulfato ester celulose (CSE), gomas guar, xanthan e glucan. Na Figura 2.6, podemos verificar que o HPAM (ou PAAm), não apresenta uma viscosidade estável, enquanto o xantham mantém bem sua viscosidade.
Figura 2.6 – Viscosificação e retenção da viscosidade para diversos tipos de polímeros (Adaptado de DAVISON e MENTZER, 1982)
SERIGHT et al. (2009) realizam mais testes para o HPAM. Esse tipo de polímeros é altamente sensível à presença de cátions divalentes e oxigênio. Dependendo das características da água da formação, o polímero pode precipitar em temperaturas da ordem de 60º C. Se os cátions e oxigênio forem suprimidos, no entanto, a HPAM pode ser estável até temperaturas de 180º C.
Eles mostram que na ausência de oxigênio e cátions divalentes, a HPAM consegue manter sua viscosidade original por até 7 anos a uma temperatura de 100º C, e por 2 anos a 120º C. O trabalho ressalta também que o oxigênio reage com o óleo e com a pirita. O resultado disso é que
o oxigênio injetado com a água não se propagará muito no meio poroso. Isso protege o polímero, previamente injetado.
Degradação Mecânica
As moléculas dos polímeros podem ser quebradas devido a altas pressões aplicadas à mistura. Essa quebra se dá principalmente nos estágios de mistura da solução polimérica dentro dos tanques, transporte da solução pelas bombas, e durante a injeção, passagem por válvulas e telas de contenção de areia, onde a solução flui com velocidades altas.
ZAITOUN et al. (2012) reportam experimentos com diversos tipos de polímeros. Seus dados mostram que o grau de degradação sempre aumenta com a taxa de cisalhamento. Para a xanthan, no entanto, a degradação é menor, como mostrado na Figura 2.7.
Figura 2.7 – Grau de degradação (DR) versus Taxa de cisalhamento (Adaptado de ZAITOUN, 2012)
Outro ponto importante a se observar é que, uma vez degradado o polímero, sua viscosidade não volta ao valor inicial. Isso acontece porque a viscosidade depende do tamanho da molécula.
Degradação Biológica
A degradação biológica dos polímeros pode ocorrer tanto na superfície, devido a bactérias aeróbicas, quanto em sub-superfície, devido a espécies anaeróbicas. O ataque acontece na glicose da estrutura do polímero.
Embora tanto os polímeros sintéticos quanto os biopolímeros sofram com a degradação biológica, esses últimos são bastante mais sensíveis a seus efeitos. Devido a isso, a maioria dos estudos de degradação biológica se dão nesses polímeros.
Para minimizar os efeitos biológicos, são empregados biocidas. O’LEARY et al. (1987) mostram que o tipo mais comum usado nessas aplicações é o formaldeído (HCHO), diluído em solução aquosa, entre 500 e 5000 ppm.
2.1.4 Retenção dos Polímeros no Meio Poroso
A compreensão da retenção dos polímeros pelo meio poroso é citada como um fator muito importante para o sucesso da campanha de recuperação. Essa retenção se dá devido a três fenômenos: adsorção do polímero pelo meio, bloqueios mecânicos e armadilhas hidrodinâmicas. Essa retenção é importante, uma vez que a concentração dos polímeros em solução na frente de avanço irá diminuir, alterando as características da mistura, de maneira especial a viscosidade.
A Figura 2.8 ilustra cada um desses fenômenos.
Figura 2.8 – Retenção de Polímeros no Meio Poroso
Trapeamento Mecânico Trapeamento Hidrodinâmico Polímeros Adsorvidos Fluxo Principal
Adsorção
A adsorção é o fenômeno pelo qual moléculas do polímero se prendem à rocha. SORBIE (2000) diz que essa adsorção se dá mais por fenômenos físicos, como as forças de van der Walls do que por fenômenos químicos, como por exemplo, alguma reação que una permanentemente a molécula à rocha. Ao contrário das retenções mecânica e hidrodinâmica, no entanto, a adsorção não depende da vazão da solução polimérica. Ocorre adsorção mesmo no caso de não haver movimentação do fluido.
SZABO (1975) mostra um estudo desse fenômeno para as HPAM. Segundo seu trabalho, a adsorção depende da natureza do polímero, das características da rocha, concentração do polímero e salinidade da água. A Figura 2.9 mostra a variação da adsorção com a concentração de polímeros, para diferentes valores de salinidade.
Figura 2.9 – Dependência da Adsorção na Concentração dos Polímeros e Salinidade (Adaptado de SZABO, 1975)
A função que correlaciona a concentração de polímeros com a adsorção pode ser descrita
com uma isoterma de Langmuir, de acordo com a Equação 2.6. Nessa notação, o termo 𝐶! é dado
𝐶! = 𝑎. 𝐶!
1 + 𝑏. 𝐶! Equação 2.6
Os termos 𝑎 e 𝑏 são os coeficientes de Langmuir que definem a forma da curva de adsorção. A constante 𝑏 controla a curvatura da isoterma, enquanto a taxa 𝑎/𝑏 determina o platô para a adsorção. A Figura 2.10 mostra essa dependência.
Figura 2.10 – Formas típicas para as curvas de Langmuir (Adaptado de LAKE, 1989)
Trapeamento Mecânico
A distribuição de tamanho de poros em uma formação é relativamente grande, de modo que existam diversas classes de tamanhos. A retenção mecânica é o fenômeno do bloqueio da passagem do polímero devido ao reduzido tamanho dos poros. SZABO (1975) e GOGARTY (1967) estudaram o bloqueio mecânico para o HPAM. GOGARTY (1967) mostra que o tamanho efetivo das moléculas de HPAM é da ordem de 0.5µm a 1,5µm. Isso significa que os poros devem ser maiores do que isso para que a molécula consiga passar. Vale ressaltar que esses dados são válidos para o produto utilizado no estudo em questão. As moléculas de polímeros são produtos com grande variabilidade no peso molecular, sendo sempre necessário um estudo laboratorial para verificar as características co produto com o qual se deseja trabalhar.
Devido às heterogeneidades do meio poroso, diversos caminhos de fluxo são criados, com diferentes graus de facilidade para o fluxo. Nos caminhos onde poros menores sejam percorridos, moléculas de polímero serão retidas. Essas moléculas retidas dificultarão ainda mais a passagem do fluxo, aumentando a taxa de retenção. Isso acontece até que alguns caminhos sejam quase completamente bloqueados, forçando o fluxo a passar por outros caminhos.
Retenção Hidrodinâmica
A retenção mecânica e a retenção hidrodinâmica ocorrem apenas na presença de fluxo dos fluídos. A retenção hidrodinâmica ocorre devido a pontos de vórtices ou armadilhas hidrodinâmicas, causados pela movimentação do fluido. De acordo com SORBIE (1990), é o fenômeno menos estudado, e portanto, menos compreendido. Sabe-se, no entanto, que quando mudam as condições de fluxo, mudam as taxas de retenção.
CHAUVETEAU e KOHLER (1974) mostram que um aumento na vazão resulta em um aumento na retenção hidrodinâmica.Uma subsequente diminuição na vazão, no entanto diminui a retenção, permitindo inclusive que a concentração na saída seja maior do que a concentração na entrada. Isso porque com taxas menores de fluxo, algumas armadilhas hidrodinâmicas se desfazem, liberando as moléculas presas anteriormente. MAEKER (1973) examinou o comportamento da retenção hidrodinâmica para Xanthan, e os resultados observados foram os mesmos para HPAM. Com isso foi possível concluir que o processo de retenção hidrodinâmica, além de dependente da vazão, é reversível.
2.1.5 Viscosidade do Óleo
De uma forma geral, quanto menos viscoso o óleo, mais fácil será sua recuperação. De acordo com SHIRIF (2000), isso ocorre devido à redução do fator de resistência do óleo, tanto na
óleo recuperado devido à quantidade de fluido injetado, para três valores diferentes de viscosidade.
Figura 2.11 – Efeito da viscosidade do óleo no ganho de recuperação devido ao polímero (Adaptado de SHIRIF, 2010)
A Figura 2.12 mostra o fator de recuperação de óleo, em função de sua viscosidade, tanto para polímeros quanto para água. É possível interpretar que a injeção de polímeros sempre apresenta uma performance melhor (no caso estudado), mas que essa performance é proporcionalmente melhor para óleos mais viscosos.
Figura 2.12 – Viscosidade do oleo versus Fator de Recuperação de Óleo (Adaptado de SHIRIF, 2000)
2.1.6 Salinidade da Água
A salinidade da água de um reservatório pode ser ruim para a injeção de polímeros. As poliacrilamidas, por exemplo, são bastante sensíveis à presença, tanto do sal quanto de íons multivalentes.
viscosidade devido à presença do sal. Isso que obriga o aumento da concentração de polímeros na água de injeção para compensar essa perda.
Figura 2.13 – Efeito da salinidade na viscosidade da mistura (Adaptado de SCHURZ, 1972)
DU e GUAN (2004) ainda incluem que quando a frente de polímeros encontra-se com a salmoura no reservatório, parte do poder de viscosificação da mistura será perdida devido à presença desse sal ou íons. Isso reflete em um aumento na taxa de mobilidade da mistura, ocasionando digitação viscosa, além de outras ineficiências no deslocamento. Por essa razão, é recomendada a injeção de um banco de água com menor salinidade à frente do banco de polímeros.
2.1.7 Concentração dos Polímeros
A concentração dos polímeros na solução aquosa influencia diretamente no poder de viscosificação da mistura. Quanto maior a concentração de polímeros, maior a viscosidade aparente, como se pode ver na Figura 2.14.
Figura 2.14 – Efeito da Concentração de Polímeros na Viscosidade (Adaptado de SHIRIF, 2000)
Um aumento na viscosidade aparente, no entanto, não resulta em um aumento proporcional na produção de óleo. Na Figura 2.15, SHIRIF (2000) mostra a quantidade de óleo recuperado quando um volume poroso de fluido é injetado, para diferentes concentrações de polímero. É possível observar que para um dado reservatório, existe uma concentração de polímeros ótima.
Figura 2.15 – Efeito da Concentração de Polímeros no Aumento do Fator de Recuperação (Adaptado de SHIRIF, 2000)
2.1.8 Padrão e Espaçamento dos Poços
A distância entre os poços é um fator bastante importante. De acordo com HAMDAN et
al. (2005), a distância média ideal para IOR químicos, em campos da Malásia, estão entre 100 m
e 143 m, enquanto para injeção de água, esse valor fica entre 305 m e 915 m. Para processos térmicos, essa distância ideal é ainda menor. Essa distância, no entanto, varia de projeto para projeto. MOREL et al. (2007) cita distâncias na faixa de 150 m a 400 m como o valor ideal, e cita
esse espaçamento como uma das dificuldades técnicas de aplicação de injeção de químicos em campos marítimos.
DONG (2008) faz uma revisão sobre as experiências no campo de Daqing, na China. De acordo com seus estudos, o padrão de perfuração dos poços não influencia muito na recuperação de óleo.
Com relação à distância entre poços, esse trabalho introduz o conceito de fator de conectividade (N), definido como o volume poroso acessado pelo polímero dividido pelo volume poroso total. A Figura 2.16 mostra a relação entre o fator de conectividade e o fator de recuperação de óleo. É possível inferir que para fatores de conectividade menores que 70%, a recuperação de óleo cai consideravelmente.
Figura 2.16 – Fator de conectividade versus Eficiência da injeção de polímeros (Adaptado de DONG et al. - 2008)
Com o uso de simulação numérica, para regiões do campo de Daqing, cujas permeabilidades variam entre 300 e 400 mD, e espessura porosa maior do que 5 m, o espaçamento ideal fica em torno de 250 m. Em outras regiões, cuja permeabilidade varia entre 100 e 200 mD, com espessura porosa de 1 a 5 m, esse espaçamento ideal cai para 150 a 175 m.
2.1.9 Início da Injeção dos Polímeros
Do ponto de vista de fator de recuperação de óleo, quanto mais cedo a injeção dos polímeros começar, mais óleo adicional será recuperado. Devido ao custo dos polímeros, no entanto, é muito importante realizar uma análise financeira detalhada, de modo a determinar o tempo ideal para início da injeção do banco de polímeros, assim como o tamanho desse banco. FULIN et al. (2006) ilustra com a Figura 2.17 a variação do fator de recuperação de óleo para diferentes datas de início de injeção. Nesse trabalho explorou-se também a variação na concentração de polímeros, e seu efeito na recuperação de óleo. As datas de início foram definidas como:
• Pro-fase: Início da injeção
• Meta-fase: quando o bano de polímeros atinge o produtor
• Ana-fase: quando a solução polimérica atinge corte de água de 98% no produtor
Figura 2.17 – Produção para diferentes concentrações de polímeros e períodos de injeção (Adaptado de FULIN et al., 2006)
2.1.10 Tamanho do Banco de Polímeros
O tamanho do banco de polímeros injetado influencia diretamente, tanto a eficiência quanto o custo do projeto. É um fator muito importante para o sucesso da operação. Quanto maior o banco, mais óleo é recuperado. Um aumento excessivo no tamanho do banco, no entanto, apresenta um custo muito elevado, e atrapalha o resultado econômico do projeto. SHIYI (1998) ilustra o efeito do tamanho do banco no fator de recuperação, como mostrado na Figura 2.18.
Figura 2.18 – Fator de recuperação de óleo versus Tamanho do banco de polímeros (Adaptado de SHIYI – 1998)
2.1.11 Critérios de Seleção
A técnica de injeção de polímeros não é aplicável a qualquer tipo de reservatório. Por isso, antes de um projeto desse tipo ser considerado, a análise de alguns parâmetros pode dar uma primeira indicação se o reservatório é ou não um bom candidato (LITTMANN, 1988). Os critérios apresentam uma estimativa de valores limites para propriedades do óleo (como viscosidade, densidade etc.) e do reservatório (permeabilidade, porosidade, temperatura) (ZAMPIERI, 2012). De acordo com MAHESHWARI (2011), esse tipo de seleção é fundamental
Esses critérios representam apenas um primeiro passo para determinar se investigações mais apuradas devem ser realizadas. Se o reservatório for considerado adequado, pelos critérios de seleção, avaliações adicionais como testes de laboratório, estudo de testemunho e simulações numéricas e testes piloto devem ser realizados (AL-BAHAR et al., 2004).
Alguns autores apresentam critérios de seleção, tanto técnicos quanto econômicos, baseando-se em experiências anteriores no campo. TABER et al. (1997), por exemplo, estipula valores para um grupo de parâmetros baseado em dados de experiências bem-sucedidas de IOR pelo mundo. ADASANI e BAI (2011) construiram um banco de dados baseado em diversos projetos reportados, relacionando informações como propriedades das rochas, fluidos, saturação de óleo, recuperação incremental de óleo e data de início da injeção.
DICKSON et al. (2010) descreve uma nova metodologia para seleção de técnica de recuperação melhorada que é capaz de selecionar e priorizar um grande número de reservatórios, para diversos processos de IOR, usando propriedades rocha-fluido e parâmetros técnico-econômicos, classificando quantitativamente o método mais indicado para dado reservatório. Os resultados vêm sendo testados em diversos campos, e os resultados obtidos vêm sendo consistentes com os dados publicados.
A Tabela 2.2 resume os critérios de seleção para a injeção de polímeros, propostos por alguns autores selecionados.
Tabela 2.2 – Critérios de Seleção para Injeção de Polímeros
Referência °API µo (cp) Soi K (mD) H (m) T (°C) Salinidade
Taber et al. (1997) > 15 10-150 0.5-0.8 >10 (800) <2743 60-94 - Adasani e Bai (2011) 13-42 9-75 0.65- 0.82 >1.8 (834) <2883 24-114 - Sorbie (1991) - 5-30 - >20 - < 80 (Max 95)
Não é crítica, mas define o tipo de polímero a ser usado
(alta = Xanthan, baixa = HPAM) Melo et al. (2005) - <100 >0.2 >100 - < 80 <50000 ppm Green e Willhite (1998) 15-40 10-150 >0.7 >10 (800) <2743 60-94 - Dickson et al. (2010) > 15 10-1000 >0.3 >102 if (10<µ<102 cp) >103 if (102<µ<103 cp) 244-2743 < 77 <3000 if (10<µ<102 cp) <1000 if (102<µ<103 cp) Al-Bahar et al. (2004) - < 150 > 0.6 > 50 - < 70 < 100000 ppm
2.2 Conceitos Econômicos
O objetivo principal da indústria petrolífera, assim como a de todas as indústrias, é maximizar os lucros obtidos. Sob essa perspectiva, alguns conceitos econômicos passam a ser tão importantes quanto os conceitos físicos e de engenharia envolvidos na recuperação do óleo. Na sequência, alguns desses conceitos serão brevemente discutidos.
2.2.1 Valor Presente Líquido
Uma das formas mais importantes para se comparar valores econômicos de diferentes projetos é o valor presente líquido, ou VPL. O VPL consiste de trazer para valor presente todos os ganhos e despesas futuras esperadas para o projeto. De acordo com esse critério, o projeto é viável se o VPL é positivo.
RAVAGNANI (2008) explica as principais despesas e receitas de um projeto de exploração e produção (E&P) de petróleo. A Figura 2.19 sintetiza um fluxo de caixa típico para esse tipo de projeto.
Figura 2.19 – Fluxo de caixa típico para um projeto de E&P (RAVAGNANI, 2008)
O VPL é calculado usando-se a Equação 2.7: 𝑉𝑃𝐿 = 𝐹𝐶𝐿! 1 + 𝑟 !! ! !!! Equação 2.7
onde: 𝑉𝑃𝐿 = Valor Presente Líquido
𝑟 = Taxa de Juros
𝐹𝐶𝐿! = Fluxo de Caixa Líquido no intervalo i
𝑡 = Período de Tempo
2.2.2 Seleção de Estratégia de Produção
A seleção dos parâmetros de operação dos poços apresenta uma forte influência nos resultados da campanha de exploração. Diversos parâmetros devem ser ajustados nos poços produtores (vazão de óleo, vazão de líquidos, pressão de fundo de poço, máximo corte de água, entre outros) e nos injetores (vazão de líquidos, pressão de fundo de poço, concentração de polímeros e sais no fluído de injeção, entre outros).
Além disso, as plataformas apresentam restrições de operação, devido às suas capacidades de processamento e exportação de fluidos. A própria quantidade ótima de poços produtores e injetores é um parâmetro de decisão importante, devido ao alto custo desses poços.
Dessa forma, são gerados diversas combinações estatísticas desses parâmetros, de modo a verificar quais dados influenciam mais na função objetivo, e permitindo a seleção das melhores condições de operação, além dos ativos fixos a serem adquiridos (poços e plataformas).
PEDROSO e SCHIOZER (2000) descrevem um algoritmo para determinação da quantidade ótima de poços em um campo. Nessa metodologia, são adicionados, inicialmente, um poço em cada célula do modelo de simulação (ou o mais próximo disso que se deseje). O campo é simulado nessas condições, e um indicador econômico é calculado.
original, conclui-se que esse poço contribuía negativamente para o resultado do campo, e por isso, deve realmente ser excluído. O processo se repete até que apenas os poços que contribuam positivamente com o campo sejam mantidos. Essa metodologia obtém, não apenas a quantidade ideal de poços, mas também a posição aproximada desses poços no campo. A metodologia apresenta, no entanto, a desvantagem do alto número de simulações necessária para se obter a resposta.
BOTECHIA (2012), por sua vez, propõe que para se chegar a um número próximo ao ideal para a quantidade de poços, utiliza-se o total de óleo in situ, e simula-se o campo com poços em posições aleatórias. Um valor para o fator de recuperação do campo é estimado, a partir de correlações, ou de outras simulações. Relacionando-se o volume de óleo in place (VOIP) com a quantidade de óleo produzido por um poço (em média), e o fator de recuperação, é possível calcular a quantidade de poços para produzir o campo, conforme Equação 2.8.
𝑁!"#$ =
𝑉𝑂𝐼𝑃 ∗ 𝐹𝑅!
𝑁!! Equação 2.8
Onde: 𝑁!"#$ = Número de Produtores; 𝑉𝑂𝐼𝑃 = Volume de óleo in place;
𝐹𝑅! = Fator de Recuperação de Óleo;
𝑁!! = Óleo Produzido por um único poço.
Essa metodologia não provê informação sobre o melhor posicionamento dos poços. Estes devem ser adicionados manualmente, e otimizados na sequência. Essa metodologia, no entanto, introduz a importância do uso de indicadores econômicos para os poços, produtores e injetores, como forma de comparação de desempenho.
Após a aplicação de qualquer uma das metodologias, é necessário ainda, otimizar os parâmetros de operação dos poços, além de um ajuste fino da posição dos poços. Esse passo pode ser feito com o uso de alguma ferramenta automatizada, de modo a se testar diversos cenários
3 METODOLOGIA
Neste capítulo é descrita a metodologia utilizada nesse trabalho que consiste na otimização de estratégia para um campo, considerando tanto injeção de polímeros como de água. Essas duas configurações serão comparadas, de modo a contribuir para a compreensão da influência da posição dos poços em um projeto de injeção de polímeros.
3.1 Metodologia Geral
A Figura 3.1 ilustra a metodologia geral. Nela podemos observar que a otimização para a água e para polímeros ocorre separadamente. Isso é importante para que comparações relativas sejam feitas de maneira justa, ou seja, cada configuração (perfuração e condições operacionais) será otimizada de modo a maximizar os resultados financeiros.
Figura 3.1 – Metodologia geral
A metodologia utilizada para os passos de otimização está mostrada na sequência. É importante ressaltar que o foco desse estudo não é o processo de otimização e, por isso, o método utilizado pode ser substituído por outros métodos na aplicação de outros casos. Este procedimento deve assegurar apenas que as estratégias sejam selecionadas para ambas técnicas (injeção de água ou de polímeros) de modo a maximizar a função objetivo escolhida. Para uma
Simulações
Cruzadas
Seleção de
Estratégia
para Injeção
de Água
Seleção de
Estratégia
para Injeção
de Polímeros
otimização de ambas as técnicas, visando garantir que eventuais vantagens encontradas sejam devido á técnica de injeção, e não ao processo de seleção de estratégia.
Na sequência, são realizadas simulações cruzadas. Nesse estágio, água é injetada no campo otimizado para polímeros, e polímeros no campo otimizado para água. Essa otimização cruzada permitirá que valores operacionais, como vazões de líquidos, pressões de fundo de poço, concentração de polímeros e cortes de água para fechamento dos poços sejam alterados, de modo a maximizar o resultado econômico nessa situação cruzada. O posicionamento dos poços, por sua vez, é mantido.
3.2 Metodologia para Seleção de Estratégia de Produção
Antes de detalhar a metodologia para seleção de estratégia de produção, algumas premissas devem ser assumidas:
• O campo está no início do estágio de desenvolvimento, ou seja, nenhum ou apenas poucos poços estão perfurados.
• Apenas poços verticais estão sendo considerados.
• Valores operacionais, como concentração de polímeros, podem variar de poço para poço, para permitir que soluções mais robustas sejam encontradas.
Figura 3.2 – Metodologia para seleção de estratégia de produção
Vale também ressaltar que nesse trabalho, a otimização é determinística, ou seja, incertezas geológicas e econômicas são desconsideradas. Para a consideração dessas incertezas, é necessária uma otimização probabilística. Esse tipo de otimização pode ser visto em trabalhos como o de BOTECHIA et al. (2013) e PIMENTA et al. (2013).
3.2.1 Passo 1 – Estimativa do número e posição dos poços
Nesse momento, é adaptada a metodologia utilizada por RAVAGNANI et al. (2011). No campo em estudo são adicionados diversos poços, produtores e injetores, e o campo é simulado. Com isso são calculados indicadores econômicos, utilizados por BOTECHIA et al. (2013), de acordo com as Equações 3.1 e 3.2
IEPP = R!!− C!!− C!! − Inv!"##
1 + r !!
!
!!!
Equação 3.1 onde: IEPP = Indicador Econômico de Poço Produtor
R! = Receita do óleo
C! = Custo de produção do óleo
C! = Custo de produção da água
Inv!"## = Investimento inicial no poço t = Período de Tempo
r = Taxa de juros i = Intervalo de Tempo
Passo 1 • Es?ma?va do número e posição dos poços Passo 2 • Escolha do cronograma de abertura
Passo 3 • O?mização das variáveis de projeto Passo 4 • O?mização das variáveis operacionais
IEPI = C!"#! + C!"#! + Inv!"## 1 + i !!
!
!!!
Equação 3.2 onde: IEPI = Indicador Econômico de Poço Injetor
C!"# = Custo de injeção de água C!"# = Custo dos polímeros
Inv!"## = Investimento inicial no poço t = Período de tempo
r = Taxa de juros i = Intervalo de tempo
Os valores de IEPP e IEPI são utilizados para classificar os poços em ordem de contribuição ao indicador econômico do campo (IEC), calculado com a Equação 3.3. Com essa sequência definida, os poços de menor contribuição são removidos, e o IEC novamente calculado. Comparando o IEC anterior com o novo, é possível inferir se o poço contribui ou não para o resultado do campo. Dessa forma é possível determinar se ele deve ou não ser mantido. Esse processo é repetido até que o número de poços se estabilize. Nesse momento, apenas os poços que contribuem positivamente com o IEC permanecem na estratégia do campo.
𝐼𝐸𝐶 = 𝐹𝐶𝐿!
1 + 𝑟 !!
!
!!!
Equação 3.3
onde: IEC = Indicador Econômico do Campo
r = Taxa de juros
FCL! = Fluxo de caixa líquido no intervalo i
t = Período de tempo
O fluxo de caixa 𝐹𝐶𝐿 é calculado em cada intervalo de tempo como a diferença entre a
receita (óleo produzido vezes o preço do óleo) e os custos (operacionais, custos de polímeros, custos de produção de água e óleo) em cada intervalo de tempo.
3.2.2 Passo 2 – Escolha do Cronograma de Abertura dos Poços
No Passo 1, todos os poços foram abertos no início da simulação, para fosse realizada uma comparação justa do efeito dos poços no IEC. Embora essa abertura simultânea seja bastante desejável, para que a produção comece o mais cedo possível, ela não é factível. É necessário um tempo para que os poços sejam perfurados, completados e postos para produção.
Nesse Passo 2, é introduzido um cronograma de abertura para os poços. Uma vez que os poços demoram mais para iniciar sua contribuição, esse passo traz uma redução no resultado econômico.
A partir desse ponto, o indicador econômico do campo é substituído pelo valor presente líquido (VPL), de acordo com a Equação 3.4.
𝑉𝑃𝐿 = 𝐹𝐶𝐿!
1 + 𝑟 !!
!
!!!
Equação 3.4
onde: 𝑉𝑃𝐿 = Valor Presente Líquido
r = Taxa de juros
FCL! = Fluxo de caixa líquido no intervalo i t = Período de tempo
Apesar de o IEC e o VPL serem calculados a partir da mesma fórmula, seu signifcado é diferente. No IEC, todos os poços são considerados a abrir no primeiro dia da simulação. Isso é feito para que seja realizada uma comparação justa entre o desempenho dos poços. Para o VPL, o efeito do cronograma é considerado, fazendo com que apenas um poço seja aberto a cada período de tempo. O VPL é um indicador econômico mais realista, e mais utilizado em gerenciamento de projetos.
É também importante reforçar que podemos aplicar pequenas variações na forma como esse passo ocorre. Neste trabalho, são feitas duas formas diferentes de escolha do calendário, de modo a verificar a influência no resultado final.
